吳倉堡長6油藏見水規(guī)律研究及治理對策
發(fā)布時(shí)間：2014-09-28 15:13
摘 要：長慶吳倉堡長6油藏隨著開發(fā)時(shí)間的延長、采出程度的增加，油藏西部分注區(qū)、西南部低產(chǎn)區(qū)及東部低產(chǎn)區(qū)含水上升速度加快。研究見水規(guī)律及如何防范、治理油井見水是當(dāng)前該油藏穩(wěn)產(chǎn)面臨的重要課題。本文通過深入剖析改油藏油井見水規(guī)律，分析影響含水上升的主控因素，根據(jù)不同的見水特征制定相應(yīng)的技術(shù)對策，同時(shí)輔助以新工藝新技術(shù)，對提高油藏開發(fā)水平，深化致密油田見水規(guī)律及特征認(rèn)識，豐富致密油田的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)具有重大實(shí)踐意義。
關(guān)鍵詞：吳倉堡長6油藏 見水規(guī)律 治理對策 效果
一、油田概況
長慶姬塬油田吳倉堡區(qū)位于陜西省吳旗縣吳旗油田的西部，區(qū)內(nèi)地形復(fù)雜，溝谷縱橫，梁峁交錯(cuò)，屬典型的黃土塬地貌。地面海拔1380－1525m，相對高差約150m。本區(qū)構(gòu)造位于陜北斜坡中部，發(fā)育一系列由東向西的低幅鼻隆構(gòu)造，主力含油層系為中生界延長組長6，地層總厚度約100～130m，油藏埋深1648－1940m，平均1770m。本區(qū)沉積環(huán)境為湖相三角州前緣沉積，發(fā)育水下分流河道、堤岸、河口壩、河道間和決口扇等微相。開發(fā)主力層系長611、長612，滲透率 1.42× 10-3μm2,探明面積101.9km2，探明儲量9103×104t，動用面積95.8km2，動用儲量8551.1×104t，累計(jì)建產(chǎn)97.8×104t。
2005年開始在吳420區(qū)長6油藏東南部矩形井網(wǎng)建產(chǎn)開展先導(dǎo)試驗(yàn),2006年開始以520×150m的菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，并以此為主要井網(wǎng)形式大規(guī)模滾動建產(chǎn)。2011年吳倉堡區(qū)開油井764口，日產(chǎn)液量2532t，日產(chǎn)油1913t，含水18.4%，單井日產(chǎn)2.5t/d，開注水井272口，日注水量6691m3。
二、見水規(guī)律及受控因素分析
1、平面分布特征
吳倉堡長6油藏主力層發(fā)育有水下分流河道、河口壩、河道側(cè)緣等微相，其中分流河道和河口壩微相最為發(fā)育，對比該區(qū)含水上升井與沉積微相的關(guān)系表明，物性好的沉積微相對應(yīng)的油井含水上升的比例較小，物性較差的微相更容易導(dǎo)致含水上升。受沉積微相影響，吳倉堡長6油藏西部出水區(qū)以孔隙滲流為主，隨著采出程度的加大，見水井平面分布由邊部趨向于采出程度高的中高產(chǎn)區(qū)。見水井在平面上的分布特征為：
①、油藏中部零星分布的高含水井為注入水，見水類型為孔隙-裂縫型，動態(tài)表現(xiàn)為油水井雙向溝通，見水后液量、液面、含水大幅度上升，油量、含鹽大幅度下降。
②、高含水井主要分布在油藏西部、東部和西南部，見水類型主要為剖面見水、高滲帶見水，動態(tài)表現(xiàn)為液量、液面穩(wěn)定，含水大幅度上升但沒有水淹，油量下降；
2、見水井生產(chǎn)動態(tài)
受儲層非均質(zhì)性及儲層微裂縫影響，注水開發(fā)油藏隨著注水時(shí)間的延長、采出程度的增加，水驅(qū)前緣日益接近油井，水驅(qū)狀況變差，導(dǎo)致油藏含水上升加快。不同類型油藏見水井動態(tài)特征不同。吳倉堡長6油藏自2005年大規(guī)模投入開發(fā)至今，每年均有產(chǎn)建補(bǔ)充，統(tǒng)計(jì)目前該區(qū)水井見水情況：20%<含水<60%的井27口，60%<含水<90%的32口，含水>90%的114口。統(tǒng)計(jì)該173口井的動態(tài)總結(jié)得出見水方式為以下幾種：
●投產(chǎn)初期就見水—— ——占41%
●初期低含水，中期含水緩慢上升—— ——占32%
●初期低含水，中期突然見水—— ——占3%
●初期低液量低含水，注水見效后含水上升—— ——占24%
受儲層非均質(zhì)性及儲層微裂縫影響，吳倉堡長6油藏西北部、西南部以見地層水為主；油藏中部局部區(qū)域主要見注入水，按見水類型分為裂縫型、孔隙型；油井在見水過程中動態(tài)如表2所示。
3、剖面上見水規(guī)律及控制因素
吳倉堡長6油藏隨著開發(fā)年限的延長，以及受剖面非均質(zhì)性的影響，油藏中部注水井吸水狀況及水驅(qū)油效率逐漸下降。2011-2012年所測吸水剖面顯示指狀吸水、尖峰狀吸水、部分射孔段不吸水現(xiàn)象普遍存在，且以長612層表現(xiàn)更為突出；見水井對應(yīng)注水井對應(yīng)剖面問題尤為嚴(yán)重。
統(tǒng)計(jì)近11口見水油井產(chǎn)液剖面結(jié)果可以看出該區(qū)見水層位主要是長612層，因此，控制高滲區(qū)注水量和注水強(qiáng)度，增加中低滲透段吸水強(qiáng)度是保持注入水驅(qū)替均勻、控制對應(yīng)油井含水上升的關(guān)鍵。
4、不同滲流機(jī)理呈現(xiàn)不同見水規(guī)律
吳倉堡長6油藏西北部及西南部受儲層影響的52口井在投產(chǎn)初期就直接見地層水，屬于見水非可控因素范疇。對于油藏中部局部區(qū)域油井孔隙型、裂縫型見水后的含水上升特征又有所不同(如下圖)：以孔隙滲流為主的油藏，油井見水后，含水變化隨著采出程度的增大呈緩慢上升趨勢，含水上升越緩慢，表明水驅(qū)越均勻，低含水期越長。以裂縫發(fā)育的油藏，油井見水后，含水隨著采出程度的增大上升快，隨著含水上升速度的加快表明裂縫水驅(qū)特征越明顯，低含水期越短。
三、見水井治理技術(shù)及效果
1、精細(xì)注采調(diào)整
根據(jù)不同區(qū)域的水井吸水、油井見水狀況，油藏的采出和壓力狀況制定適應(yīng)不同區(qū)域的技術(shù)政策，精細(xì)單井配注，促使油藏平面上水驅(qū)方向改變和剖面上水驅(qū)厚度增加，提高注入水波及體積，均衡壓力分布，通過精細(xì)調(diào)整，調(diào)整區(qū)域油井日增有0.4t。
2、加強(qiáng)水井剖面治理
針對吸水剖面指狀吸水、尖峰狀吸水、弱吸水的水井，對其實(shí)施 “酸化調(diào)剖、暫堵酸化、淺層調(diào)剖、分層注水”為主要措施方式，2012年共計(jì)實(shí)施剖面治理65井次，注水井對應(yīng)油井平均單井日增油0.67t，降綜合含水2.34百分點(diǎn)，降當(dāng)年遞減0.49%。
3、見水堵塞井暫堵酸化技術(shù)
該區(qū)域射開油層厚度12-15m,通過借鑒對比優(yōu)化出該區(qū)域?qū)嵤⿻憾滤峄胧﹨?shù)在下列范圍時(shí)效果較好：酸配比在0.85-0.90m³/m，聚丙烯酰胺16kg ，暫堵劑 1200kg，由下表可以看出西部分注合采區(qū)暫堵酸化實(shí)施效果較好，單井日增油1.64t。
4、注水井深部調(diào)剖降含水技術(shù)
針對吳倉堡長6油藏裂縫發(fā)育，存在明顯的裂縫水線，導(dǎo)致主向油井見水周期短，易水淹，側(cè)向油井難以見效的情況，針對油水井對應(yīng)關(guān)系明顯的裂縫型見水井，對注水井開展了深部調(diào)剖措施，對裂縫型見水井進(jìn)行治理，堵塞裂縫和大孔道，促使水驅(qū)方向發(fā)生改變，同時(shí)提高剖面動用程度；措施后主向油井液量下降，井組的存水率和水驅(qū)指數(shù)上升，水驅(qū)效率提高，對應(yīng)油井含水下降，側(cè)向井逐步見效，8口注水井對應(yīng)20口油井見效，日增油14噸。
5、水淹井油井堵水技術(shù)
根據(jù)吳倉堡區(qū)水淹井特征認(rèn)識，針對油井裂縫型水淹，通過多次驗(yàn)證對應(yīng)關(guān)系不明顯，水淹時(shí)間較短（一年以內(nèi)），累計(jì)采出程度低的油井實(shí)施化學(xué)封堵措施降低油井含水恢復(fù)油井產(chǎn)能，2012年實(shí)施3井次實(shí)現(xiàn)日增油4.37t，降低綜合含水16.2個(gè)百分點(diǎn)，累計(jì)增油91t，油井含水還在持續(xù)下降過程，效果顯著。
6、見水井隔采技術(shù)
根據(jù)吳倉堡區(qū)見水特征認(rèn)識，針對由于剖面問題導(dǎo)致油井單向突進(jìn)、單層見水的油井采取機(jī)械隔采方式找準(zhǔn)見水層同時(shí)可以暫時(shí)性降低油井含水提高單井產(chǎn)能，2012年實(shí)施16井次實(shí)現(xiàn)日增油14.7t，累計(jì)增油1225t效果顯著。
四、結(jié)論與認(rèn)識
1、吳倉堡長6油藏見水主要受地層微裂縫、人工裂縫的共同作用，導(dǎo)致注入水沿主應(yīng)力方向突進(jìn)明顯；其次是受剖面非均質(zhì)性的影響，注水井剖面吸水不均勻油井單向突進(jìn)單層見水。吳倉堡區(qū)見水井主要以孔隙性、高滲帶和裂縫性見水為主。
2、剖面水驅(qū)不均是該區(qū)長6油藏含水上升的主控因素，其次為微裂縫型溝通 。
3、剖面上控制高滲段注水量和注水強(qiáng)度，增加中低滲透段吸水強(qiáng)度是保持注入水驅(qū)替均勻、控制對應(yīng)油井含水上升的關(guān)鍵。
4、孔隙型見水井采取暫堵酸化，裂縫型見水采取油水井雙向堵水措施效果較好。
參考文獻(xiàn)
（1）凌宗發(fā)；任娟；胡永樂；李保柱；水平井注采井網(wǎng)合理井距及注入量優(yōu)化【J】；石油勘探與開發(fā)，2008年01期。
（2）董玲；低滲透裂縫性儲層水淹層識別方法探討【J】；中國石油化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量，2011年06期。
注：本文由筆耕文化傳播www.bigengculture.com整理，版權(quán)歸原作者所有，轉(zhuǎn)載請注明出處！
本文編號：9328
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一、油田概況
長慶姬塬油田吳倉堡區(qū)位于陜西省吳旗縣吳旗油田的西部，區(qū)內(nèi)地形復(fù)雜，溝谷縱橫，梁峁交錯(cuò)，屬典型的黃土塬地貌。地面海拔1380－1525m，相對高差約150m。本區(qū)構(gòu)造位于陜北斜坡中部，發(fā)育一系列由東向西的低幅鼻隆構(gòu)造，主力含油層系為中生界延長組長6，地層總厚度約100～130m，油藏埋深1648－1940m，平均1770m。本區(qū)沉積環(huán)境為湖相三角州前緣沉積，發(fā)育水下分流河道、堤岸、河口壩、河道間和決口扇等微相。開發(fā)主力層系長611、長612，滲透率 1.42× 10-3μm2,探明面積101.9km2，探明儲量9103×104t，動用面積95.8km2，動用儲量8551.1×104t，累計(jì)建產(chǎn)97.8×104t。
2005年開始在吳420區(qū)長6油藏東南部矩形井網(wǎng)建產(chǎn)開展先導(dǎo)試驗(yàn),2006年開始以520×150m的菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，并以此為主要井網(wǎng)形式大規(guī)模滾動建產(chǎn)。2011年吳倉堡區(qū)開油井764口，日產(chǎn)液量2532t，日產(chǎn)油1913t，含水18.4%，單井日產(chǎn)2.5t/d，開注水井272口，日注水量6691m3。
二、見水規(guī)律及受控因素分析
1、平面分布特征
吳倉堡長6油藏主力層發(fā)育有水下分流河道、河口壩、河道側(cè)緣等微相，其中分流河道和河口壩微相最為發(fā)育，對比該區(qū)含水上升井與沉積微相的關(guān)系表明，物性好的沉積微相對應(yīng)的油井含水上升的比例較小，物性較差的微相更容易導(dǎo)致含水上升。受沉積微相影響，吳倉堡長6油藏西部出水區(qū)以孔隙滲流為主，隨著采出程度的加大，見水井平面分布由邊部趨向于采出程度高的中高產(chǎn)區(qū)。見水井在平面上的分布特征為：
①、油藏中部零星分布的高含水井為注入水，見水類型為孔隙-裂縫型，動態(tài)表現(xiàn)為油水井雙向溝通，見水后液量、液面、含水大幅度上升，油量、含鹽大幅度下降。
②、高含水井主要分布在油藏西部、東部和西南部，見水類型主要為剖面見水、高滲帶見水，動態(tài)表現(xiàn)為液量、液面穩(wěn)定，含水大幅度上升但沒有水淹，油量下降；
2、見水井生產(chǎn)動態(tài)
受儲層非均質(zhì)性及儲層微裂縫影響，注水開發(fā)油藏隨著注水時(shí)間的延長、采出程度的增加，水驅(qū)前緣日益接近油井，水驅(qū)狀況變差，導(dǎo)致油藏含水上升加快。不同類型油藏見水井動態(tài)特征不同。吳倉堡長6油藏自2005年大規(guī)模投入開發(fā)至今，每年均有產(chǎn)建補(bǔ)充，統(tǒng)計(jì)目前該區(qū)水井見水情況：20%<含水<60%的井27口，60%<含水<90%的32口，含水>90%的114口。統(tǒng)計(jì)該173口井的動態(tài)總結(jié)得出見水方式為以下幾種：
●投產(chǎn)初期就見水—— ——占41%
●初期低含水，中期含水緩慢上升—— ——占32%
●初期低含水，中期突然見水—— ——占3%
●初期低液量低含水，注水見效后含水上升—— ——占24%
受儲層非均質(zhì)性及儲層微裂縫影響，吳倉堡長6油藏西北部、西南部以見地層水為主；油藏中部局部區(qū)域主要見注入水，按見水類型分為裂縫型、孔隙型；油井在見水過程中動態(tài)如表2所示。
3、剖面上見水規(guī)律及控制因素
吳倉堡長6油藏隨著開發(fā)年限的延長，以及受剖面非均質(zhì)性的影響，油藏中部注水井吸水狀況及水驅(qū)油效率逐漸下降。2011-2012年所測吸水剖面顯示指狀吸水、尖峰狀吸水、部分射孔段不吸水現(xiàn)象普遍存在，且以長612層表現(xiàn)更為突出；見水井對應(yīng)注水井對應(yīng)剖面問題尤為嚴(yán)重。
統(tǒng)計(jì)近11口見水油井產(chǎn)液剖面結(jié)果可以看出該區(qū)見水層位主要是長612層，因此，控制高滲區(qū)注水量和注水強(qiáng)度，增加中低滲透段吸水強(qiáng)度是保持注入水驅(qū)替均勻、控制對應(yīng)油井含水上升的關(guān)鍵。
4、不同滲流機(jī)理呈現(xiàn)不同見水規(guī)律
吳倉堡長6油藏西北部及西南部受儲層影響的52口井在投產(chǎn)初期就直接見地層水，屬于見水非可控因素范疇。對于油藏中部局部區(qū)域油井孔隙型、裂縫型見水后的含水上升特征又有所不同(如下圖)：以孔隙滲流為主的油藏，油井見水后，含水變化隨著采出程度的增大呈緩慢上升趨勢，含水上升越緩慢，表明水驅(qū)越均勻，低含水期越長。以裂縫發(fā)育的油藏，油井見水后，含水隨著采出程度的增大上升快，隨著含水上升速度的加快表明裂縫水驅(qū)特征越明顯，低含水期越短。
三、見水井治理技術(shù)及效果
1、精細(xì)注采調(diào)整
根據(jù)不同區(qū)域的水井吸水、油井見水狀況，油藏的采出和壓力狀況制定適應(yīng)不同區(qū)域的技術(shù)政策，精細(xì)單井配注，促使油藏平面上水驅(qū)方向改變和剖面上水驅(qū)厚度增加，提高注入水波及體積，均衡壓力分布，通過精細(xì)調(diào)整，調(diào)整區(qū)域油井日增有0.4t。
2、加強(qiáng)水井剖面治理
針對吸水剖面指狀吸水、尖峰狀吸水、弱吸水的水井，對其實(shí)施 “酸化調(diào)剖、暫堵酸化、淺層調(diào)剖、分層注水”為主要措施方式，2012年共計(jì)實(shí)施剖面治理65井次，注水井對應(yīng)油井平均單井日增油0.67t，降綜合含水2.34百分點(diǎn)，降當(dāng)年遞減0.49%。
3、見水堵塞井暫堵酸化技術(shù)
該區(qū)域射開油層厚度12-15m,通過借鑒對比優(yōu)化出該區(qū)域?qū)嵤⿻憾滤峄胧﹨?shù)在下列范圍時(shí)效果較好：酸配比在0.85-0.90m³/m，聚丙烯酰胺16kg ，暫堵劑 1200kg，由下表可以看出西部分注合采區(qū)暫堵酸化實(shí)施效果較好，單井日增油1.64t。
4、注水井深部調(diào)剖降含水技術(shù)
針對吳倉堡長6油藏裂縫發(fā)育，存在明顯的裂縫水線，導(dǎo)致主向油井見水周期短，易水淹，側(cè)向油井難以見效的情況，針對油水井對應(yīng)關(guān)系明顯的裂縫型見水井，對注水井開展了深部調(diào)剖措施，對裂縫型見水井進(jìn)行治理，堵塞裂縫和大孔道，促使水驅(qū)方向發(fā)生改變，同時(shí)提高剖面動用程度；措施后主向油井液量下降，井組的存水率和水驅(qū)指數(shù)上升，水驅(qū)效率提高，對應(yīng)油井含水下降，側(cè)向井逐步見效，8口注水井對應(yīng)20口油井見效，日增油14噸。
5、水淹井油井堵水技術(shù)
根據(jù)吳倉堡區(qū)水淹井特征認(rèn)識，針對油井裂縫型水淹，通過多次驗(yàn)證對應(yīng)關(guān)系不明顯，水淹時(shí)間較短（一年以內(nèi)），累計(jì)采出程度低的油井實(shí)施化學(xué)封堵措施降低油井含水恢復(fù)油井產(chǎn)能，2012年實(shí)施3井次實(shí)現(xiàn)日增油4.37t，降低綜合含水16.2個(gè)百分點(diǎn)，累計(jì)增油91t，油井含水還在持續(xù)下降過程，效果顯著。
6、見水井隔采技術(shù)
根據(jù)吳倉堡區(qū)見水特征認(rèn)識，針對由于剖面問題導(dǎo)致油井單向突進(jìn)、單層見水的油井采取機(jī)械隔采方式找準(zhǔn)見水層同時(shí)可以暫時(shí)性降低油井含水提高單井產(chǎn)能，2012年實(shí)施16井次實(shí)現(xiàn)日增油14.7t，累計(jì)增油1225t效果顯著。
四、結(jié)論與認(rèn)識
1、吳倉堡長6油藏見水主要受地層微裂縫、人工裂縫的共同作用，導(dǎo)致注入水沿主應(yīng)力方向突進(jìn)明顯；其次是受剖面非均質(zhì)性的影響，注水井剖面吸水不均勻油井單向突進(jìn)單層見水。吳倉堡區(qū)見水井主要以孔隙性、高滲帶和裂縫性見水為主。
2、剖面水驅(qū)不均是該區(qū)長6油藏含水上升的主控因素，其次為微裂縫型溝通 。
3、剖面上控制高滲段注水量和注水強(qiáng)度，增加中低滲透段吸水強(qiáng)度是保持注入水驅(qū)替均勻、控制對應(yīng)油井含水上升的關(guān)鍵。
4、孔隙型見水井采取暫堵酸化，裂縫型見水采取油水井雙向堵水措施效果較好。
參考文獻(xiàn)
（1）凌宗發(fā)；任娟；胡永樂；李保柱；水平井注采井網(wǎng)合理井距及注入量優(yōu)化【J】；石油勘探與開發(fā)，2008年01期。
（2）董玲；低滲透裂縫性儲層水淹層識別方法探討【J】；中國石油化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量，2011年06期。
注：本文由筆耕文化傳播www.bigengculture.com整理，版權(quán)歸原作者所有，轉(zhuǎn)載請注明出處！
本文編號：9328
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