盘古梁长6油藏注水开发技术政策研究及应用效果
在低渗透注水开发油藏中, 由于非达西渗流特征影响, 油田注水开发均存在启动压力梯度, 物性不同, 注水开发技术政策不同, 而目前国内外对于如何制定合理的特低渗油藏开发技术政策尚没有成功的范例可以遵循。为此, 本文对盘古梁长6油藏概况及开发中存在的问题、油藏注水开发技术政策进行了以下探讨。
1 油藏概况及开发中存在的问题
盘古梁长6油藏属典型的“低压、低产、低渗透”油藏, 油井在投产初期都经过了压裂改造, 在储层中形成沿主应力方向展布的人工裂缝, 受储层改造规模和长期注水开发的影响, 使裂缝流在油藏平面上不断延伸, 形成裂缝性见水井73口, 占长6油藏总井数的19.5%, 损失油量160t/d。
受注入水沿裂缝串流影响, 裂缝方向上的油井见水快, 含水上升快, 压力恢复快, 而位于裂缝侧向的油井见效慢, 压力恢复也慢。
2 油藏注水开发技术政策的研究及制定
针对开发中存在的问题, 通过强化地质认识, 开展数值模拟研究, 不断进行注采参数及注水方式的调整, 寻找最优化的注水开发技术政策。
2.1 注水开发阶段划分
回顾盘古梁长6油藏开发管理历程, 按照认知程度:持续精细地质研究、政策调整:优化分区域注水政策、思路转变:提高有效注水量, 将油藏开发分为4大阶段:规模建产阶段、精细描述阶段、堵水调剖阶段、深调+分注阶段, 实现了盘古梁长6油藏的高效开发。
规模建产阶段 (2001~2003年) 。以陕92、ZJ6井获得工业油流为标志, 对柳133-柳139进行长6层先导性开发试验, 2001~2003年, 用3年时间建产能68×104t, 油田日产水平达到1200吨, 实现盘古梁长6油藏的规模开发。
精细油藏描述阶段 (2004~2006年) 。大规模建产后, 注采井网完善, 但由于注采关系不尽合理, 以致油田出现含水上升的问题。堵水调剖阶段 (2007年~2010年) 。为解决油藏开发面临的三个问题:注入水沿主应力方向窜流、侧向井难于见效、主侧向压差大。堵水调剖成效显著:针对盘古梁长6油藏裂缝发育特征, 采用多段塞复合堵剂, 累计实施109井次, 2008年中部至今实施58口, 覆盖率达到94.7%。深调+分注阶段 (2011~2015年) 。经过2006年~2011年6年的整体堵水调剖, 油藏整体见效, 侧向井见效后局部见水, 油藏开发逐步进入中含水采油期, 2012年后快速转变注采调控思路, 以提高有效注水量为目的, 推进“深调+分注”技术, 并在西南部实施加密调整试验, 为实现难动用区域调整寻找新出路。
2.2 依据动态分析结果制定并合理注水开发技术政策
“先强后弱”——先建立有效的驱替系统、后保持温和注水的格局。通过总结2009年长6油藏不同部位的动态变化特征, 并结合数值模拟技术对不同注采比下油藏主要的开发指标进行了研究, 分析认为2010年注采比保持在2.00开发方案最优。
3 开发技术政策应用效果
(1) 单井产量明显提高, 综合含水有效控制技术政策与堵水调剖结合, 2005年至今累计实施化学调驱101井次, 平均日增液46.06m3, 日增油38.71t, 单井组平均日增油1.19吨, 累计增油514408吨, 综合含水控制明显, 从20.9%下降至17.6%。
(2) 降低递减效果明显, 稳产形势得到夯实油藏开发实践证明, 从2005年至今两项递减得到有效控制。2006年~2011年自然递减按照8.0%计算, 与治理后的递减相比, 2006年纯老井累计增产30.8×104t。
(3) 水驱状况得到改善, 综合含水持续稳定水驱状况得到好转, 可对比井单井吸水厚度由9.80↑13.0m, 井组水驱指数由1.68↑1.85, 存水率由0.70↑0.73, 水驱储量动用程度59.3%↑62.5%。
(4) 西南部取得突破, 井组明显见效油藏西南部通过练习注水政策调整, 强化注水, 目前见效8口井, 平均日增液7m3 (11m3↑18m3) , 日增油量4t (10t↑14t) , 见效与见水并存。
(5) 地层能量稳步回升, 逐步趋于稳定通过不断优化注水政策, 主侧向生产压差逐渐缩小, 并趋于稳定, 由2005年的11.49MPa↑2014年的13.12MPa, 2008年~2011年平均地层能量保持在99.08%, 压力保持水平较高。
4 结语
(1) 受油藏地质特征、储层特征、开发特征影响, 盘古梁长6油藏注水开发技术政策必须实施分区域注水开发技术政策, 并持续优化调整。
(2) 开发初期为尽快建立压力驱替系统, 建议采用1.5~1.6的注采比, 注水见效后注采比应保持在1.2左右;油藏边部区域、极难动用区域、长期注水不见效区域建议采用1.5~2.0左右, 并根据油藏动态反映及时调整。
(3) 注水开发技术政策应与油藏开发效果实时优化调整, 井组内注水政策调整与分区域注水政策调整保持一致。
摘要：盘古梁长6油藏物性差, 平面、剖面非均质性矛盾突出, 受微裂缝影响注入水易沿裂缝窜流, 针对问题, 研究认为该油藏应采用分区、分时段变注采比方式进行开采。通过持续优化分区域注水开发技术政策, 自然递减由8.11↓0.04%, 取得了良好的开发效果。
关键词：盘古梁长6油藏,特低渗透,注水开发,技术政策
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