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提高文266块水驱动用程度

发表时间：2021/3/16 来源：《中国科技信息》2021年1月作者：王微

[导读] 介绍了文266块油藏特征，研究了提高水驱动用的必要性，实施了大修换井底、下4寸套等措施，分析了见效特征，分析区块流线并对其进行调整，提高区块水驱动用程度。

河南濮阳中原油田文留采油厂地质研究所王微 457176

摘要：介绍了文266块油藏特征，研究了提高水驱动用的必要性，实施了大修换井底、下4寸套等措施，分析了见效特征，分析区块流线并对其进行调整，提高区块水驱动用程度。
关键词：文266块；水驱动用；流线调整
        1．区域地质概况
        文266块位于河南濮阳县梁庄乡境内，区域构造处于东濮凹陷中央隆起带文留构造文西垒带。北邻文209断块，东侧为文95断块，南与文184、188断块遥遥相望，含油层系为下第三系沙河街组沙二下及沙三上亚段。油藏埋深2200-2600m，动用含油面积0.8km2，石油地质储量108×104t，标定采收率41.7%。
        2019年12月，该油藏共有采油井8口，日产液230.6t，日产油14.9t，综合含水93.6%，采油速度0.49%，采出程度39.77%，自然递减25.96%。
        2.研究内容
        文266块油层物性较好，据A井岩芯分析资料及测井解释资料显示，油藏孔隙度为16.4～25.8%，平均21.6%，空气渗透率29-309×10-3μm2，平均86.6×10-3μm2，平面上由北向南逐渐变差，纵向上随深度加深物性逐渐变差。
        据地面流体分析资料，沙二下地面原油密度0.8142g/cm3，地面原油粘度5.68mPa.s，凝固点为30℃；沙三上地面原油密度0.8265g/cm3，地面原油粘度6.06mPa.s。据本区地层水分析资料，地层水矿化度为22.01～25.0×104mg/l，氯根含量12.0～15.0×104mg/l，水型为CaCL2型。本区原始地层压力在30.0MPa左右，地层压力系数约1.25，属高压异常油藏。
        2.2提高水驱动用程度的必要性
        水驱动用程度是油田注水开发一项重要指标，水驱动用程度越高，开发越彻底，效果越好。经过统计，文266块的水驱动用程度仅为39.6%，与平均值相差16.66个百分点，水驱动用程度较低。根据近来来文266块措施工作量及效果分析，预测该区块水驱动用程度可提高23.9个百分点。区块开发效果将大大提升。
        3.取得的效果
        首先进行了文266块整体研究评价，重新定位剩余油分布，在定性、油藏工程方法研究的基础上，利用数值模拟技术，精细刻画剩余油。通过精细刻画，文266块剩余油分布在井损区域、构造高部位，注采不完善区域和主流线侧翼剩余油。
        针对不同类型的剩余油，运用不同的挖潜方式，对于“局部富集”的剩余油，适合经济效益评价后的有效措施挖潜，改善油藏开发效果。“普遍分布”的剩余油，水淹严重，适用以基于流线调整为主的动态调配挖潜，扩大水驱波及体积。在开发上，主要有以下几个做法：
        1.强化基础研究，优化完善老区井网
        由于文266块井损严重，注采井网不完善，井损区域剩余油无井控制，因此利用老井换井底、侧钻恢复注采井网，共实施换井底1井次，侧钻2井次，初期日增油16.3t，累计增油3082t。增加（恢复）水驱控制储量13.8×104t，增加(恢复)水驱动用储量7.9×104t。
        如井A大修换井底，井区内井A井况损坏，井B、井C注水，目的层位S2下4-6有注无采，井网不完善，数值模拟后发现该层剩余油富集，对该井进行大修换井底，挖潜S2下4主力小层剩余油，实施效果：井A换井底后S2下4见到井B注水效果，日增油5.3t。
        2.在剩余油研究的基础上，强化二三类层的动用，改善油藏开发效果
        依托工艺技术的进步，以井组为单元，实现层间差异型剩余油的有效挖潜。二三类层单砂体精细解剖，细分注水，释放潜力层产能。实施水井措施2井次，对应油井见效2井次，日增油2.5吨，累计增油256吨。

       以井D为例，井组概况：井区内井D采油，有采无注，无注采井网。存在问题：井E注水，对应油井井D由于井距太大一直未见效。主要做法：井D下4寸套转注二三类层。效果分析：井D见效，日增油量1.3t，累计增油量386t。
        3.精细注水调配工作，立足现状井网开展流线调整，保障井组稳升。
        水淹程度较高区域含油饱和度低，措施挖潜效益低，针对这类“普遍分布”的剩余油，运用配产配注的“推、压、拉”方法，达到均衡水驱的目的。E强化平面流线调整、提高弱流线区水驱动用，上半年调整流线2个井组（井E、井F），对应油井见效2井次，日增增油6.8t，累计增油355t。以井E为例，井区内一注三采，井E注水，与主流线井G方向低效循环严重，弱流线井H方向未见效，平面矛盾突出。因此对井G间开控液压流线，对井H上调冲次拉流线。调整之后，井H见效，日增油量5t。
       4.经济效益
        按照国家有关政策和行业规定，对本次研究方案进行了经济评价，采油成本取中原油田近几年的实际采油成本资料，参数选取如下：
        油价：2439.5元/吨，天然气价格：1471.14元/千方
        2020年注水见效累增油1332t，增气188千方，原油价格按2439.5元/吨计算，天然气价格按1471.14元/千方；采油成本按1000元/吨计算，投入采油成本133万元，措施投入154.49万元，总投入287.49万元，投入产出比1:1.23，创效65.1万元。
        5.认识与建议
        5.1 文266块在高采出程度、高采油速度开发的情况下，依然可以实现开发再提速。
        5.2 即使在高含水开发后期，剩余油认识精准，方案部署思路匹配剩余油，仍能取得好的开发效果。
参考文献：
【1】赵所。樊144块特低渗透油藏注水开发设计研究-科技与企业 2013
【2】金佩强，李维安。应用流线模拟方法提高注水井的注水效率【J】.国外油田工程，2007,23（3）：17-19.