探索缝洞型油藏注水开发新路
2005-10-20中国石油网
    中石化西北分公司塔河采油二厂积极探索缝洞型油藏注水开发新路子,采取单井注水吞吐技术工艺,补充地层能量,恢复油井产能。自今年4月到8月,实施21口井,累计注水20.8万立方米,累计产油4.4万吨,累计增油4.12万吨,其中,有8口低能停产井恢复了自喷生产。
    塔河油田是我国西部古生界碳酸盐岩最大的整装油田,储层发育受多期构造裂缝、古地貌、古水系共同作用,储层缝洞体纵横向发育不规则、不成层,井间连通性差,储层认识难度大。我国现有的成熟的砂岩注水开发技术,在塔河油田难以实施,油田投入开发后自然产量递减快、弹性采收率低,区块自然递减率最高达35%,大部分区块递减都在30%以上。
    采油二厂管辖着塔河六区、七区、八区、十区和评价二区,这是典型的严重非均质缝洞型碳酸盐岩油藏。面对今年225万吨原油生产任务与地层能量递减快的双重压力,该厂经反复研究、探索、实践,确定实施单井注水吞吐工艺开发缝洞型油藏,不断补充地层能量,恢复提高油井产能。
    研究发现,油水地下置换的通道必须满足一定的孔喉直径或者是裂缝宽度,当储集空间孔喉直径(裂缝宽度)小于一定值后,注入水无法完成置换,开井后将沿注入通道返出。井眼直接与溶洞沟通的井,注水替油一般能见到好的效果,而通过裂缝与储集体沟通的井,即使前期有较多产出,但绝大多数注水替油效果较差。进一步研究发现,注入水在地层都发生了两种形式的驱替作用,一种情况是通过重力分异将油驱到井底采出,另一种情况是由于井眼沟通储集体位置不利或者由于孔喉半径(裂缝宽度)过小,地层中油水无法完成置换,注入水将油驱到更远的储集空间。而几乎每一口注水吞吐井,这两种形式驱替作用都是同时发生的。
    认识的突破,为注水替油选井、注水井动态分析与管理提供了理论基础。该厂在深化地质研究的基础上,大胆实践,不断总结提高,初步搞清了注水替油机理、选井条件,建立了注水替油井动态分析与操作管理的参考指标体系,使注水替油工作稳步推进。
    在前期实践中发现,单井增油效果差别较大。确定注水替油选井条件,优化注水井的注采参数,改善注水效果,是进一步搞好注水替油的关键。为此,该厂成立了专门工作组,开展注水替油研究,通过对注水替油井动、静态资料系统分析,运用物质平衡原理、相渗理论等油藏工程基本理论,对注水替油机理、注采参数优化、注水替油井动态分析方法进行了系统研究,明确了注水替油选井条件,提出了注水替油井动态分析与管理操作定量或半定量指标,有力地指导了矿场生产实践。
    以注水替油机理认识为基础,通过对注水替油井储集体类型、钻遇溶洞在裸眼井段部位、投产初期产能、含水级别等资料进行系统分析,该厂发现影响注水替油效果的主要因素是储集体类型和底水能量,其次是含水级别。在定性认识的基础上,该厂还开展了注水替油选井条件定量半定量研究,从钻井特征、注水前累计采出、产水特征、递减特征四个方面,确定了注水替油选井条件。把井眼直接钻遇溶洞、中低采出程度、低含水井作为注水替油优选井,实施高效注水替油措施9口,日增油能力418吨。T707井第一周期注水后,通过分析认为有进一步提高时效的潜力,第二注水周期注水量从2069立方米上调到6464立方米,原油生产时效由上一周期1.6吨/小时上升到2.1吨/小时,周期内产油比第一周期增加了540吨。目前该井已经完成4个周期注水替油,累计增油6134吨。
 相关文章