埕島油田西北區(qū)挖潛增效典型做法

埕島油田西北區(qū)挖潛增效典型做法針對堤島油田西北區(qū)油井遞減大，含水上升快的開發(fā)特點，本文總結了堤島油田西北區(qū)在開發(fā)過程中所存在的主要矛盾，提出了帶有針對性的調整措施方案，并在此基礎上形成了海上整裝斷塊油藏的挖潛增效模式，可以為海上油田同類油藏的高效開發(fā)提供指導借鑒意義。標簽：海上油田；整裝斷塊；挖潛增效一、基本概況堤島油田西北區(qū)館上段油藏位于堤島油田主體構造的西北部，構造整體呈西南高東北低，地層平緩，儲層埋藏淺，壓實差，膠結疏松，儲層物性較好：平均孔隙度33.1%，平均滲透率2297x10-3um2，地下原油粘度64.1mPa.s，原始地層壓力13.2MPa，屬河流相沉積的普通稠油、高孔高滲透、高飽和、巖性構造層狀油藏。西北區(qū)館上段油藏地質儲量1672萬噸，目前共投產(chǎn)投注70口井，其中油井46口，水井24口，目前綜合含水73%。二、開發(fā)過程存在的主要矛盾堤島西北區(qū)自主力含油層系館上段油藏加密調整方案實施后，注采井網(wǎng)逐漸完善，目前采用的是沿斷層一線采油，內部點狀注水輔以外部邊緣注水的井網(wǎng)形式。隨著采油速度大幅度上升，層間矛盾和平面矛盾日益突出，主要表現(xiàn)為以下幾點：2.1區(qū)塊內部低序級斷層發(fā)育，影響注采對應關系西北區(qū)內主要發(fā)育四條大斷層，油藏砂體分布受斷層影響條帶狀分布，特別是斷層附近單向對應或不對應，嚴重影響注入水平面波及。同時在四條大斷層附近發(fā)育的較難識別的低序級斷層，也嚴重影響了注采對應關系，造成了部分水井注入不正常，油井產(chǎn)液情況、地層能量恢復與地質條件、實際注入情況相矛盾。2.2動用層段多，油藏初期產(chǎn)能高，含水上升快，油井遞減大綜合調整以來投產(chǎn)新井初期單井日產(chǎn)油37.6噸，含水率為46%。在最近兩年期間，含水率上升較快，綜合含水由50.7%上升到73%；自然遞減率持續(xù)增大，2017年區(qū)塊自然遞減率高達13%。分析其主要原因，一是受西北區(qū)整裝斷塊油藏特點的影響，單向注采比例較高35%，注入水一旦突破無法有效控制含水上升；二是多層合采造成層間干擾嚴重，區(qū)塊單井平均有效厚度20.6m，動用小層數(shù)均在3層以上，但層間采出程度差異較大；三是非主力層注采井網(wǎng)不完善，只采不注造成小層壓降持續(xù)增大，最終造成小層不出液。三、挖潛增效典型做法3.1部署零散調整井，做好產(chǎn)能接替利用油藏工程、油藏數(shù)值模擬等多種方法，發(fā)現(xiàn)沿斷層一線高部位、砂體邊部、井間滯留區(qū)是剩余油相對富集區(qū)。2017年在區(qū)塊內無井控制潛力區(qū)部署新井8口，鉆遇油層19.4m/2.6層，好于方案設計13.6/2.9層。新井投產(chǎn)投產(chǎn)初期單井日油能力29.5噸，新增產(chǎn)能5.5萬噸。在優(yōu)選射孔層位時，結合西北區(qū)數(shù)模研究結果，得到以下認識：①對于產(chǎn)液能力，合采過程中低含水期（0-40%）層間干擾對整體產(chǎn)液能力表現(xiàn)為一定抑制作用，隨含水率上升抑制作用逐漸減弱；當含水率上升至40%-60%時，層間干擾對整體產(chǎn)液能力由抑制作用轉變?yōu)榇龠M作用；在中高含水期（大于60%）層間干擾對整體產(chǎn)液能力表現(xiàn)為完全促進作用，且隨含水率的上升而增強。同時，層間滲透率級差越大中低含水期層間干擾對產(chǎn)液能力抑制作用越強。②對于產(chǎn)油能力，層間干擾對整體的產(chǎn)油能力始終表現(xiàn)為抑制作用，且含水率越高抑制作用越明顯；層間滲透率級差越大，抑制效果越明顯，干擾加劇的時機越早。3.2動靜結合找斷層，多種手段結合驗證封堵性首先，根據(jù)區(qū)塊動態(tài)分析結果梳理油井生產(chǎn)狀況與注水情況矛盾的區(qū)域。再重點對該區(qū)域進行過井地震剖面進行精細解釋，即在區(qū)塊范圍內采用主測線和聯(lián)絡線方向交叉解釋方法，最大限度地減小解釋層位的閉合差，保證層位解釋的精度。其次在明確了主斷裂系統(tǒng)的基礎上，通過增加測線解釋密度，對斷層扭動或中斷的區(qū)域進行精細解釋，并通過主測線和聯(lián)絡測線卡準斷點位置，從而準確識低序級斷層。最后根據(jù)注采減小情況，斷層兩側壓力變化，并參考滲透率和泥質含量判斷斷層封堵性。例如Ng31層平均壓降達到4MPa，且呈持續(xù)下降趨勢，但該層整體注采比達到2.6；該層生產(chǎn)的油井一口CB4A-G4井為低液井（液量40t/d），另一口井因壓降大無法正產(chǎn)生產(chǎn)。通過這一矛盾，重點研究了Ng31層低序級斷層發(fā)育情況，刻畫出封堵斷層一條，發(fā)現(xiàn)兩口油井CB4A-G4與CB4A-7井與對應水井注采不連通。進而制定了另外一口水井CB4A-2井的補孔措施，以恢復Ng31層地層能量。2017年以來，在西北區(qū)內新識別低序級斷層3條，其中2條為封堵性斷層，1條為非封堵性斷層。3.3數(shù)模指導可視化，精細調配（1）主力層：西北區(qū)油藏主力層主河道發(fā)育，注入水沿主河道迅速水淹，沿斷層高部位油井注水見效差。利用數(shù)值模擬方法，確定水井井組主流線方向，模擬優(yōu)化高部位油井與內部油井液量，合理引流線，控制內部油井含水上升。例如上層系Ng1+211層，通過提高近斷層高部位兩口油井CB4EA-11與CB4EB-12液量，與降低內部油井CB4EA-1與CB4B-1井液量的方法，高部位油井單井日游能力提高10噸，同時內部井含水大幅降低。（2）非主力層：非主力層一注一采，單向注采對應，油井含水上升快。從剩余油分布圖來看，此類小層僅油水井主流線上水淹較為嚴重，其他方向未水淹，波及范圍較小。西北區(qū)打破此類油井含水上升就下調水井配注的傳統(tǒng)思維，而是下調油井生產(chǎn)參數(shù)，控液擴波及。例如CB4EA-4井下調生產(chǎn)參數(shù)，減液不減油，單井日油能力上升5噸。（3）開展周期注水數(shù)值模擬實驗，控水穩(wěn)油。在區(qū)塊主力層Ng45層開展周期注水數(shù)值模擬實驗，模擬對比水井周期調控方式，優(yōu)化注水半周期，水量波動幅度。優(yōu)化結果為：最優(yōu)水井周期變化形式為內部水井周期升降，邊部水井提高注采比持續(xù)注水；最優(yōu)注水半周期為3個月，水量波動幅度為50%。預計方案實施后，年增油1萬噸。3.4完善注采井網(wǎng)，開發(fā)非主力層剩余油潛力。由于非主力層地層厚度小，砂體零散分布，難以形成有效井網(wǎng)，在開發(fā)過程中一直受主力層干擾，潛力不能得到有效開發(fā)。通過對非主力層水井補孔，增加注采對應，2017年以來完成4口水井補孔工作量，區(qū)塊注采對應率由84.7%提高到89.4%。四、結論與認識（1）堤島油田西北區(qū)油藏縱向含油層系多，層間動用差異大，但投產(chǎn)初期單井產(chǎn)能高，可以通過部署新井，油水井補孔等措施加強非主力層的動用程度，均衡層間矛盾。（2）西北區(qū)地質情況復雜，必須將基礎地質與開發(fā)動態(tài)有機結合，從而使構造儲層認識與開發(fā)