论文部分内容阅读
【摘 要】兴古潜山油藏2007年采用纵叠平错的立体开发井网，实现了兴古7块的滚动开发，2010年油藏产能达到百万吨，2011年兴古潜山油藏压力不断下降、油井开始见水，产量出现较快递减，并有进一步加大趋势，开发形势不容乐观，特别是油井见水后对产量影响剧烈，因而有必要对兴古潜山油藏下步措施进行研究，确保潜山油藏长期保持高产水平。本项研究通过见水井见水时间，见水推进速度及见水井分布区域开展研究，并提出初步调整意见，为油藏长期高产稳产提出重要参考。
【关键词】裂缝性;水平井;见水井;递减
1、油藏概况
兴古潜山构造上位于辽河坳陷西部凹陷中南部兴隆台～马圈子潜山构造带上。整体为被三个生油洼陷所包围的基岩潜山，呈典型的“洼中之隆”形态，为新生古储型潜山油藏，具有十分优越的油气成藏条件。兴古7断块区构造上位于兴隆台背斜构造带的北部，受两条近东西向断层与北东向断层控制，潜山整体呈东西向展布的背斜形态。潜山储层以混合花岗岩为主，岩性坚硬。油藏内部发育北东向60°～80°网状高角度裂缝，构成潜山储层的主要储集空间，裂缝密度25.4条/m，油藏有效孔隙度最大13.3%，平均5.7%，油藏原始含油饱和度平均61%，原油密度平均0.824g/cm3。油藏埋深2335m～4670m，含油幅度在2335m以上，油藏类型为具有层状特征的块状变质岩裂缝性潜山油藏,具有统一温度和压力系统，平均压力系数1.05，2010年底兴隆台潜山上报探明含油面21.79平方公里，探明石油地质储量1.06亿吨，同时以兴古7块为开发试验区，采用四段七层开发模式进行规模开发。兴古7主体块2010年上报储量2865.97万吨，截止2011年底共有油井39口，开井27口，井口日产油1125.6吨，日产气27.26万方，年产油45.17万吨，累产油176.2万吨，累产气47.31万方，累产水3.829万方，采油速度1.58%，采出程度6.15%。
2、存在问题
2.1近两年投产新井同以往相比，产量明显降低
2007年投产的新井平均单井日产油117.8吨，到2011年下降到52吨，下降幅度达55.9%。
2.2老井产量递减较大
对投产油井按深度段统计分析，各段油井目前平均单井日产量较初期均有大幅下降。二段平均单井日产量下降最多，下降45.1%；一段下降41.8%；三段下降40.4%，平均下降47.5%。
2.3含水上升對产量的影响远远大于压力下降对产量的影响
受压力下降影响油井产量递减在14～22%之间。但含水上升对产量的影响更大，见水后产量会发生突变，仅仅半年时间，16口见水井递减从见水前的21.07%加大到见水后的34.8%。
3、油井见水规律分析
兴古潜山实施滚动勘探开发已有五年，目前已形成规模开发，2011年油藏研究工作重点是强化投产井的压力和产量动态变化分析，为油藏开发方式转换作足储备，经过一年的研究分析，油藏存在两个方面问题：一是油藏压力下降趋势加大，二是油藏见水井增多。
受压力下降影响油井产量递减在14～22%之间，但含水上升对产量的影响更大，见水后产量会发生突变，投产至今兴古潜山油藏已有16口井在生产过程中见水，主要分布在潜山主体部位东部。从见水井所属层段上看，多属三段井。从见水时间上看，2011年3月-7月间有11口井见水，截止2011年底，16口见水井综合含水达28%。见水后，油井产量大幅递减或停喷，停喷上抽后油井高含水。如兴古7-H310井，含水达到40%以上后，停喷，影响产量30吨，下泵后日产液25方，含水100%。自2011年3月份自喷井见水时16口井合计日产油592吨，到2012年2月份降到334吨，产量下降44%。
兴古潜山油井见水主要集中在Ⅲ、Ⅳ段。Ⅳ段油井中，有5口井投产即见水（兴古7-10、兴古7-19、兴古7-S105、兴古9-3、兴古7-H406），其中兴古7-H406、兴古7-19全部产水，其余井显示油水同出的特点，表现为油水界面附近层位的生产特点。通过对Ⅳ段直井的生产层位分析，油井见水生产井段均在4480-4750m之间，特别是对兴古9-3、兴古7-15井在4700m以下试油全部出水，结合马古潜山的马古8、马古8C以及之后见水的马古-H203、马古-H209井生产情况表明，兴隆台潜山带油水界面在4670m附近，但各油藏略有高差。另外，兴古潜山虽具有统一的压力系统，但结合各直井深层试油及生产情况表明，油水界面显示出不完全水平的特点，特别是对兴古7-19、兴古7-H406井生产特点分析，结合Ⅲ段井见水分析，主力断块东部地区油水界面应明显高于其余区域。通过上述分析，地层已出水，而目前的出水层位主要集中在Ⅲ、Ⅳ段，平面上集中在兴古7、兴古7-12块东部，说明潜山存在严重的非均质性，地层水已沿着高渗区域形成锥进。由于兴古潜山属裂缝性油藏，油藏虽具备统一的压力系统，但并不存在水平的油水界面。
兴古潜山钻井过程中多井漏失钻井液，总漏失量在1.2万方左右，目前各井累计产水量已超过5万方，剩余出水量很可能是地层水。结合水性化验分析，高液量、高含水油井矿化度由10000mg/L逐渐下降至5000-6000mg/L之间，并保持稳定，表现为漏失钻井液随地层水逐渐产出并排净的特征。由于兴古潜山油水界面在4670m附近，且油井均在生产过程中逐渐见水，反映出地层水已形成锥进，并已形成突破，导致油井见水。由于目前见水油井均集中在东部地区，东部地区Ⅱ段油井甚至已出现偶然见水现象，表现出潜山油藏裂缝发育并起到主要的沟通作用，底水沿裂缝锥进，油藏显示强非均质性。
针对兴古潜山强非均质性油藏，动态分析认为底水锥进的可能性是完全存在的，其中应用物质平衡法计算兴古潜山底水侵入量，目前压力下降10.6MPa，底水上侵量在17.55万方以上。
4、结论
4.1兴古潜山油水界面不是水平的，东部区域油水界面应高于其余地区，且目前地层水已形成锥进，对Ⅱ段生产井造成极大威胁，因此研究新的能量补充方式迫在眉睫，建议实施顶部注气方式补充地层能量；
4.2潜山地层水水型已基本确定为CaCl2水型，CaCl2遇NaHCO3形成CaCO3结垢堵塞地层，造成储层渗透率变低，影响油井产能同时也伤害油井举升设备，因此在作业过程中必须严格控制入井水，确保油井正常生产。
【关键词】裂缝性;水平井;见水井;递减
1、油藏概况
兴古潜山构造上位于辽河坳陷西部凹陷中南部兴隆台～马圈子潜山构造带上。整体为被三个生油洼陷所包围的基岩潜山，呈典型的“洼中之隆”形态，为新生古储型潜山油藏，具有十分优越的油气成藏条件。兴古7断块区构造上位于兴隆台背斜构造带的北部，受两条近东西向断层与北东向断层控制，潜山整体呈东西向展布的背斜形态。潜山储层以混合花岗岩为主，岩性坚硬。油藏内部发育北东向60°～80°网状高角度裂缝，构成潜山储层的主要储集空间，裂缝密度25.4条/m，油藏有效孔隙度最大13.3%，平均5.7%，油藏原始含油饱和度平均61%，原油密度平均0.824g/cm3。油藏埋深2335m～4670m，含油幅度在2335m以上，油藏类型为具有层状特征的块状变质岩裂缝性潜山油藏,具有统一温度和压力系统，平均压力系数1.05，2010年底兴隆台潜山上报探明含油面21.79平方公里，探明石油地质储量1.06亿吨，同时以兴古7块为开发试验区，采用四段七层开发模式进行规模开发。兴古7主体块2010年上报储量2865.97万吨，截止2011年底共有油井39口，开井27口，井口日产油1125.6吨，日产气27.26万方，年产油45.17万吨，累产油176.2万吨，累产气47.31万方，累产水3.829万方，采油速度1.58%，采出程度6.15%。
2、存在问题
2.1近两年投产新井同以往相比，产量明显降低
2007年投产的新井平均单井日产油117.8吨，到2011年下降到52吨，下降幅度达55.9%。
2.2老井产量递减较大
对投产油井按深度段统计分析，各段油井目前平均单井日产量较初期均有大幅下降。二段平均单井日产量下降最多，下降45.1%；一段下降41.8%；三段下降40.4%，平均下降47.5%。
2.3含水上升對产量的影响远远大于压力下降对产量的影响
受压力下降影响油井产量递减在14～22%之间。但含水上升对产量的影响更大，见水后产量会发生突变，仅仅半年时间，16口见水井递减从见水前的21.07%加大到见水后的34.8%。
3、油井见水规律分析
兴古潜山实施滚动勘探开发已有五年，目前已形成规模开发，2011年油藏研究工作重点是强化投产井的压力和产量动态变化分析，为油藏开发方式转换作足储备，经过一年的研究分析，油藏存在两个方面问题：一是油藏压力下降趋势加大，二是油藏见水井增多。
受压力下降影响油井产量递减在14～22%之间，但含水上升对产量的影响更大，见水后产量会发生突变，投产至今兴古潜山油藏已有16口井在生产过程中见水，主要分布在潜山主体部位东部。从见水井所属层段上看，多属三段井。从见水时间上看，2011年3月-7月间有11口井见水，截止2011年底，16口见水井综合含水达28%。见水后，油井产量大幅递减或停喷，停喷上抽后油井高含水。如兴古7-H310井，含水达到40%以上后，停喷，影响产量30吨，下泵后日产液25方，含水100%。自2011年3月份自喷井见水时16口井合计日产油592吨，到2012年2月份降到334吨，产量下降44%。
兴古潜山油井见水主要集中在Ⅲ、Ⅳ段。Ⅳ段油井中，有5口井投产即见水（兴古7-10、兴古7-19、兴古7-S105、兴古9-3、兴古7-H406），其中兴古7-H406、兴古7-19全部产水，其余井显示油水同出的特点，表现为油水界面附近层位的生产特点。通过对Ⅳ段直井的生产层位分析，油井见水生产井段均在4480-4750m之间，特别是对兴古9-3、兴古7-15井在4700m以下试油全部出水，结合马古潜山的马古8、马古8C以及之后见水的马古-H203、马古-H209井生产情况表明，兴隆台潜山带油水界面在4670m附近，但各油藏略有高差。另外，兴古潜山虽具有统一的压力系统，但结合各直井深层试油及生产情况表明，油水界面显示出不完全水平的特点，特别是对兴古7-19、兴古7-H406井生产特点分析，结合Ⅲ段井见水分析，主力断块东部地区油水界面应明显高于其余区域。通过上述分析，地层已出水，而目前的出水层位主要集中在Ⅲ、Ⅳ段，平面上集中在兴古7、兴古7-12块东部，说明潜山存在严重的非均质性，地层水已沿着高渗区域形成锥进。由于兴古潜山属裂缝性油藏，油藏虽具备统一的压力系统，但并不存在水平的油水界面。
兴古潜山钻井过程中多井漏失钻井液，总漏失量在1.2万方左右，目前各井累计产水量已超过5万方，剩余出水量很可能是地层水。结合水性化验分析，高液量、高含水油井矿化度由10000mg/L逐渐下降至5000-6000mg/L之间，并保持稳定，表现为漏失钻井液随地层水逐渐产出并排净的特征。由于兴古潜山油水界面在4670m附近，且油井均在生产过程中逐渐见水，反映出地层水已形成锥进，并已形成突破，导致油井见水。由于目前见水油井均集中在东部地区，东部地区Ⅱ段油井甚至已出现偶然见水现象，表现出潜山油藏裂缝发育并起到主要的沟通作用，底水沿裂缝锥进，油藏显示强非均质性。
针对兴古潜山强非均质性油藏，动态分析认为底水锥进的可能性是完全存在的，其中应用物质平衡法计算兴古潜山底水侵入量，目前压力下降10.6MPa，底水上侵量在17.55万方以上。
4、结论
4.1兴古潜山油水界面不是水平的，东部区域油水界面应高于其余地区，且目前地层水已形成锥进，对Ⅱ段生产井造成极大威胁，因此研究新的能量补充方式迫在眉睫，建议实施顶部注气方式补充地层能量；
4.2潜山地层水水型已基本确定为CaCl2水型，CaCl2遇NaHCO3形成CaCO3结垢堵塞地层，造成储层渗透率变低，影响油井产能同时也伤害油井举升设备，因此在作业过程中必须严格控制入井水，确保油井正常生产。