特低滲透扶余油層注co

特低滲透扶余油層注co

為了提高大慶周邊油田的單井產(chǎn)量和采收率，采用科學(xué)有效的地質(zhì)特征，探索適合其地質(zhì)特征的經(jīng)濟有效開采方法，并在芳48號剖面的試驗中注入二維開發(fā)。本文通過試井資料的解釋,分析扶余油層注氣開發(fā)的效果,摸索適應(yīng)特低滲透扶余油層開發(fā)的工藝技術(shù)。1芳400-133井、芳表面活性劑芳48斷塊位于大慶宋芳屯油田東南角,構(gòu)造位置位于松遼盆地北部中央坳陷區(qū)三肇凹陷肇州鼻狀構(gòu)造上。在扶余油層頂面構(gòu)造圖上,該鼻狀構(gòu)造以-1600m等高線為最大隆起幅度。芳48斷塊四周斷裂發(fā)育,斷層斷距具有上大下小的特點,芳48地壘塊內(nèi)小斷層達34條。扶余油層頂面斷層斷距50m左右,地壘規(guī)模較葡一組頂面規(guī)模稍大。雖然該區(qū)塊周圍斷裂十分發(fā)育,但注氣區(qū)塊內(nèi)斷層不發(fā)育。芳48斷塊芳188-138井區(qū)擬以200m-300m井距一注四采五點法井網(wǎng)部署5口設(shè)計井,其中產(chǎn)出井4口注氣井1口。具體井距為注入井芳188-138井距芳190-138井200m、距芳187-138井250m、距芳190-136、芳190-140井300m。動用含油面積0.43km2,地質(zhì)儲量23×104t。為搞清不同井距的開發(fā)效果,根據(jù)該區(qū)塊油藏描述研究成果,2004年4月,在芳187-138和芳190-136井之間部署1口產(chǎn)出井,井號為芳188-137,距芳188-138井井距為80m,該井鉆遇注氣目的層(FI7)有效厚度5.7m,并于2004年8月份投產(chǎn)。見圖1。注氣井(芳188-138)于2003年3月開始試注,該井只射開FI7層,砂巖厚度10.3m,有效厚度6.0m,未壓裂直接投注。截至2003年4月5日,注入壓力13MPa左右,累積注入液態(tài)CO29470m3,注入地下體積0.189PV,累積注采比2.8。2005年4月5日注氣井已停注。2005年7月開注。該區(qū)塊4口老油井平均單井射開砂巖厚度12.9m,有效厚度10.9m。1999年10-11月用YD-89型射孔槍射孔后,進行了壓裂改造,平均單井壓裂砂巖厚度12.2m,有效厚度10.3m。2001年3月開始撈油,扶余油層累積撈油1550t,撈水300m3。2002年底轉(zhuǎn)抽油投產(chǎn),初期平均單井日產(chǎn)油3.5t,采油強度0.34t/d.m,目前平均單井日產(chǎn)油1.4t左右,采油強度0.14t/d.m,累積產(chǎn)油6603t,采出程度2.87%,采油速度0.92%。井組日產(chǎn)油5.7t,含水5.0%。從5口井的采出氣組分含量看,芳190-136、芳190-140井已見到注入的CO2氣體,其余3口井CO2含量在0.7%以下。隨著采出氣中CO2含量升高,油井套壓也隨之升高。見圖2。2數(shù)據(jù)分析2005年4～5月,分別對六口井全面進行了壓力測試,根據(jù)每口井的實際情況,關(guān)井測壓時間在(15～30)天左右?，F(xiàn)分析如下:2.1調(diào)查資料及結(jié)果(1)注氣井芳188-138于4月5日停注后,4月5日測試,4月30日起出儀器測試結(jié)束,因是在注氣結(jié)束后測的井底壓力變化,不符合壓降試井設(shè)計要求(要求測試井工作制度穩(wěn)定5天以上),所以不能做不穩(wěn)定試井分析。所測末點壓力28.95MPa、末點溫度84.8℃,壓力史曲線及壓力、溫度直角坐標具體情況見圖3、圖4。(2)從本井壓降速度看,累計測試時間576小時,壓力從29.85MPa下降到28.95MPa,壓降速度為0.00156MPa/h;同時在此注氣井關(guān)井測壓期間,芳190-138(4月17日關(guān)井測壓)、芳190-136(4月26日關(guān)井測壓)、芳190-140(4月26日關(guān)井測壓)相繼關(guān)井測壓,從芳188-138壓降曲線看出對本井基本無影響。反應(yīng)了低滲透油藏的特點,也表明此注氣井與相連通的5口采油井間通道無異常。2.2動態(tài)變化特征五口產(chǎn)出井測試解釋結(jié)果見表1,五口產(chǎn)出井測試恢復(fù)過程對比直觀顯示見圖5,芳187-138井歷年壓力監(jiān)測解釋結(jié)果見表2,芳187-138井恢復(fù)過程直觀顯示見圖6。分析認為:(1)從注氣試驗井組動態(tài)變化特征看,砂體發(fā)育和儲層滲透率是控制油井見氣的主要因素,目前已見到注入氣的芳190-136井、芳190-140井滲透率相對較高,未見氣的3口井滲透率較低。(2)芳187-138井歷史解釋結(jié)果分析:2003年4月26日-2003年9月19日兩次測壓,S值升高,井受到一定程度污染,同時彈性開采壓力下降,所以產(chǎn)量下降;該井于2004年3月22日、2004年9月27日、2005年4月28日進行三次測壓,壓力在2003年9月19日測壓基礎(chǔ)上,上升平穩(wěn),說明注氣見到一定效果;本井多次測壓,其S、K值變化不大,說明儲層狀況保持較好。3井底壓力及井底注氣井總的說,與注水相比,注氣壓力較低,解決了注水開發(fā)實踐中“注入難”的問題。在平均日注44m3液態(tài)CO2的情況下,井底壓力為29.5MPa(相當(dāng)于日注水140m3,井口注水壓力11MPa左右)。對于液態(tài)CO2在井筒內(nèi)的相態(tài)、溫度、壓力變化情況,從測試結(jié)果看,液態(tài)CO2大約在1300m開始氣化,氣化后溫度梯度增大,壓力梯度減小。井底壓力為29.5MPa,折算井筒中液態(tài)CO2平均比重為0.89;井底溫度63.8℃,比油層溫度(85.8℃)低22℃左右,可能對地層造成傷害。①從測試的4條恢復(fù)曲線看,在測試范圍內(nèi),油藏分布較均勻,無邊界和相態(tài)變化帶。②除芳188-137未見到注氣效果,其余井都見到注氣效果,證據(jù)是壓力下降都不快,同時見氣越多,油井井底壓力越高。③從產(chǎn)出井和注入井未干擾及壓力變化程度和產(chǎn)出井注入井井底壓力看,在注氣井和產(chǎn)出井間未形成孔道層。④由于低滲透油藏,關(guān)井恢復(fù)曲線出直線段要很長時間,所以希望出直線段,這些井困難較大。⑤根據(jù)對本次錄取資料的綜合分析,從是否壓裂、井間距的大小、是否見氣、歷史資料分析等角度建議對芳190-140井、芳190-138井