飛雁灘油田水驅(qū)開發(fā)單元提液措施研究

飛雁灘油田是中國第一個采用開放開發(fā)的海灘油田，也是第一個將水面低于90%的油田轉(zhuǎn)移到注采和開發(fā)的油田。飛雁灘油田于2000年11月開始注聚,綜合含水86.1%,2006年9月轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū),綜合含水82.1%。后續(xù)水驅(qū)初期,注采矛盾突出,含水上升快,地層能量不足,自然遞減27.6%。針對這些問題,后續(xù)水驅(qū)階段按照“擴大水驅(qū)波及系數(shù),提升地層壓力,提高單井液量”的思路,開展注采完善、水井專項治理、注采比優(yōu)化、油井提液,地面配套實施注水系統(tǒng)改造,實現(xiàn)了地層能量回升,自然遞減和含水上升率下降,采收率提高。1油藏總結(jié)1.1曲流河沉積相層儲層飛雁灘油田位于黃河故道入海口附近,構(gòu)造上位于沾化凹陷埕東凸起北斜坡帶,是在中古生界局部低隆起的背景上形成的第三系上館陶組淺層構(gòu)造巖性油藏,西高東低,地層平緩,地層傾角0.4～1.6度,儲層為曲流河沉積相,巖性為粉細砂巖。油藏埋深1250～1350米,主要含油層系是館陶組,含油面積20.7Km2,平均有效厚度5.8米,地質(zhì)儲量2074×104t,平均孔隙度34%,空氣滲透率3017×104μm2。地面原油相對密度為0.9450g/cm3,地下原油粘度54.7mPa.s,地層水為NaHCO3型,原始礦化度4900mg/l,油藏溫度59～62℃,原始地層壓力12.86MPa,飽和壓力8.85MPa。1.2注聚合物驅(qū)三次采油階段飛雁灘油田1991年投入開發(fā),1992年開始注水。2000年11月～2006年8月為注聚合物驅(qū)三次采油階段,注聚區(qū)在注入0.05PV時開始見效,注入0.158PV時綜合含水降至最低74.7%,注聚合物階段提高采收率6.04%。22后續(xù)驅(qū)動器初步問題2.1不正常井制約水驅(qū)儲量飛雁灘油田油井套損26口,水井套損17口,欠注水井9口,不正常井占總井數(shù)26.7%,影響水驅(qū)儲量469萬噸,注采井網(wǎng)二次不完善,注采對應(yīng)率由90.0%下降到81.9%。套損油井單井產(chǎn)液量比未正常井低21.3t/d。2.2水驅(qū)層吸水層厚度的影響吸水剖面直觀地反映了油層縱向吸水均衡程度,根據(jù)吸水剖面測試資料統(tǒng)計,后續(xù)水驅(qū)階段吸水層厚度占射孔厚度的69.6%,比注聚合物末期降低了5%,層間和層內(nèi)矛盾加劇。2.3水驅(qū)初期地層壓力注聚合物階段注采比相對較低,地層虧空逐步增大,地層壓力下降,后續(xù)水驅(qū)初期地層壓力水平10.26MPa,總壓降2.72MPa,油井平均動液面855m。單井液量35t/d,顯著低于同類油藏同期水平,比理論值低42%。2.4由于快速上升和自然減少平面和縱向注采矛盾加劇,以及驅(qū)替相黏度變小,轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)含水上升快,第一年含水上升率為2.22%,自然遞減達到26.67%。3增加水驅(qū)儲量針對局部注采不完善的問題,共投轉(zhuǎn)注水井13口,增加日注水能量1200m3,對應(yīng)油井40口,增加水驅(qū)儲量105×104t。針對部分水井由于儲層較差和系統(tǒng)壓力低造成的欠注問題,實施攻欠增注,用地面增壓泵增注11口井,增注后平均油壓由11.6MPa上升到15.8MPa,平均單井日注由26m3上升到150m3,恢復(fù)水驅(qū)儲量98×104t。3.2高壓井注上水轉(zhuǎn)水驅(qū)后,根據(jù)多層合注井吸水剖面資料,結(jié)合油井動態(tài),實施分注9口井,使原來不吸水的高壓層也注上水,增加注水量416m3,對應(yīng)油井22口,6口油井已見效,日增液58.5t,日增油17.2t,含水下降1.3%,累增油2121t。3.3壓力上升,經(jīng)濟效益分析轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后在總結(jié)分析前期調(diào)剖的基礎(chǔ)上,通過調(diào)剖劑、段塞設(shè)計及施工的優(yōu)化,對15口井實施調(diào)剖,平均注入壓力由7.4MPa升至目前的8.6Mpa,上升了0.8Mpa。統(tǒng)計15口調(diào)剖井對應(yīng)的52口生產(chǎn)井,有15口生產(chǎn)井見效,累計增油5053噸。如C126-7-81、C126-5-7、C126-6-6三口水井位于Ng14+5層主體部位,進行整體調(diào)剖后,對應(yīng)9口油井含水下降,油量穩(wěn)中上升。3.4增加注采比,提高注采比轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后在主河道部位實施水井調(diào)配165井次,日注水量由3660m3上調(diào)到5163m3,對應(yīng)油井先后有90口見效,日增液266t,日增油189t,含水下降2.2%,井組注采比由0.85增加到1.0。3.5提液改造井,增加水土流失在注好水補充地層能量的基礎(chǔ)上,根據(jù)不同相帶油井儲層特點、能量狀況等條件,實施針對性提液措施,優(yōu)化區(qū)塊產(chǎn)液結(jié)構(gòu)。對主河道高能量井采取大泵提液。選取主河道部位注采對應(yīng)關(guān)系好的油井實施提液33口井,初增日產(chǎn)油能力200t,累積增油5.5×104t。如埕118-G1井2008年12月電泵提液后,有三口水井對應(yīng)注水,實施后液量增加117t/d,綜合含水下降4.8%,累增油3100t。對河漫灘泥質(zhì)含量高物性差的低液井,實施壓裂液防砂,改造儲層,提高液量。共實施壓裂液防砂27口井,日增油79.7t,累積增油8950t。4執(zhí)行效果4.1日注水量變化轉(zhuǎn)水驅(qū)前相比,開水井數(shù)增加8口,注采對應(yīng)率提高到92.8%,日注水量上升2670m3。地層壓力有所恢復(fù),由注聚結(jié)束時的10.26MPa恢復(fù)到目前的10.46MPa,平均動液面由855m回升到794m。4.2井數(shù)、水產(chǎn)液通過產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整,φ70mm以上泵由聚驅(qū)末期的19口增加到33口,井數(shù)占35.9%,日產(chǎn)液3369t/d,占66.4%。單元日液水平由3747t/d提高到6184t/d,單井日液達到68.0t/d,比注聚末期提高了94.3%。4.3上模及中模預(yù)測說轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)三年來含水上升率逐步下降,分別為2.22、1.81、1.60,與數(shù)模預(yù)測含水曲線符合較好。從含水變化趨勢看,綜合含水已過快速上升階段。4.4降低了油田產(chǎn)量,穩(wěn)定了對于油氣藏的影響2005年4月～2006年8月注聚后期年遞減18.3%,轉(zhuǎn)水驅(qū)后,第一年遞減27.6%,略低于同類油藏,通過大量的穩(wěn)產(chǎn)工作,第二年遞減率降低到16.28%,去年下半年以來油田產(chǎn)量保持穩(wěn)定。4.5注聚合物階段截至2010年3月累增油121.4×104t,其中后續(xù)水驅(qū)階段增油38.0×104t,占增油量的31.3%,單元采收率由注聚合物末期的36.8%提高到42.2%。5水驅(qū)系統(tǒng)的運行保障是為5.1開展注水井專項治理,完善注采井網(wǎng),擴大注水波及體積,減緩注水開發(fā)的三大矛盾,是后續(xù)水驅(qū)階段控制含水上升率和自然遞減率的基礎(chǔ)。5.2增加注水量,提高注采比,及時補充地層能量,是保障后續(xù)水驅(qū)階段開發(fā)效