油房莊油田開發(fā)后期油井解堵措施改造方式研究

賀海洲,張 博,劉春林,王衛(wèi)忠,費二戰(zhàn)

(中國石油長慶油田公司第三采油廠,寧夏銀川750006)

油房莊油田開發(fā)后期油井解堵措施改造方式研究

賀海洲,張 博,劉春林,王衛(wèi)忠,費二戰(zhàn)

(中國石油長慶油田公司第三采油廠,寧夏銀川750006)

油房莊油田油層低滲低壓低產(chǎn),針對不同油藏類型、不同油藏開發(fā)階段,結(jié)合油田開發(fā)實際,對近年來實施的各類型措施方式進行分析、歸納、總結(jié),從而對不同儲層措施方式進行優(yōu)選,集成了適合油房莊油田不同類型油藏及開發(fā)階段的措施穩(wěn)產(chǎn)挖潛技術(shù),有效地提高了措施選井選層的針對性及措施的有效性。

油房莊油田;儲層;措施;重復(fù)壓裂;酸化;解堵

1 油田概況

油房莊油田位于陜北斜坡西部、鹽定高地南坡、寧陜古河北側(cè),共探明含油面積30.1km2,地質(zhì)儲量1 848×104t。油層低滲低壓低產(chǎn),油田生產(chǎn)層位主要為三疊系延長組和侏羅系延安組。其中三疊系延長組主要分布于定31井區(qū),侏羅系延安組在區(qū)內(nèi)廣泛發(fā)育。經(jīng)過多年探索與實踐,針對不同儲層形成了一套較為完善的老井增產(chǎn)技術(shù),為提高低滲油田單井產(chǎn)量擴寬了技術(shù)途徑,加深了對儲層與改造關(guān)系的認識[1]。

2 不同儲層特征及措施方法制定

2.1 不同儲層地質(zhì)特征及堵塞機理

2.1.1 三疊系長1油藏

地質(zhì)特征:長1油藏儲層粘土礦物以高嶺石為主,其中高嶺石為速敏礦物,綠泥石為酸敏礦物,適合以壓裂為主的解堵措施。油藏屬大孔細喉型孔喉組合,細喉的孔道特征決定了儲層易受外來固定不溶物的堵塞。這就是污水回注時注水井注水壓力高、油井措施有效期短的重要原因。油藏多數(shù)井底水油層間有2～3m的泥質(zhì)隔層,隔層條件好,能有效地控制裂縫的高度,所以在沒底水和隔層條件較好(≈3m)的油井提出了“能強不弱”壓裂改造方針,在隔層條件較差的油井可適當(dāng)控制改造規(guī)模。

堵塞機理:①應(yīng)力敏感性堵塞,油層大孔細喉開采初期壓力下降較快,易形成壓力敏感堵塞。②粘土礦物質(zhì)膨脹堵塞,儲層中泥質(zhì)含量達15.4%,注入水或各類作業(yè)過程中的水基濾液侵入儲層,導(dǎo)致粘土礦物質(zhì)膨脹形成堵塞。③合采井水型不配伍,結(jié)垢堵塞。長1水型以CaCl2為主,侏羅系以NaHCO3為主。

2.1.2 侏羅系Y9油藏

Y9油藏巖性一般為灰色細-中粒、混粒長石石英砂巖或長石砂巖,物性較好,平均孔隙度 15.94%,滲透率43.79×10-3μm2,但孔隙的骨架結(jié)構(gòu)較差,主要以泥質(zhì)膠結(jié)為主,油藏開發(fā)過程中,若出現(xiàn)地層能量虧損,易引起儲層壓敏滲流能力變差。

2.1.3 侏羅系Y10油藏

地質(zhì)特征:Y10油藏砂體系填充型河流相沉積,沉積過程水動力條件較強,砂體展布范圍較 Y9大。巖性與Y9層相似,一般為灰色含粘土質(zhì)細粒及混粒長石石英砂巖或長石砂巖,平均孔隙度16.83%,滲透率61.06×10-3μm2,但其孔喉分選較 Y9層差。局部地帶邊底水發(fā)育,原始驅(qū)動類型主要為邊底水水壓驅(qū)動油藏。

堵塞機理:①鉆井、完井或措施作業(yè)過程中造成的外來流體或固體侵入地層而形成的乳化堵塞,結(jié)垢堵塞、細菌堵塞和濕潤性改變。②在油田開發(fā)過程中,由于作業(yè)或生產(chǎn)壓差以及壓力和溫度的變化引起的油層堵塞。

2.2 不同儲層措施方法[2-3]

2.2.1 三疊系長1油藏壓裂改造適應(yīng)條件分析

(1)生產(chǎn)特征:長1、長2油藏生產(chǎn)現(xiàn)象表明,油井在投產(chǎn)初期,產(chǎn)液量普遍較高,含水48%左右,穩(wěn)產(chǎn)期短,一般在2～3個月產(chǎn)量開始遞減,半年后含水穩(wěn)步上升,但當(dāng)含水上升到60%～80%時,此時產(chǎn)液保持較低水平,油井進入低產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)階段。持續(xù)生產(chǎn)一段時間,油井含水又表現(xiàn)出不同程度的下降趨勢(圖1),這種含水上升又下降的開發(fā)現(xiàn)象是不同于侏羅系油藏開發(fā)的特征。

圖1 長1油藏產(chǎn)液、含水變化示意圖

(2)最佳壓裂時機:長1油藏油井低液量中高含水后的含水下降期(ΔT),即為最佳壓裂時機,壓裂改造平面上應(yīng)大于壓降漏斗區(qū),以便動用漏斗區(qū)外的儲量。

2.2.2 三疊系長1油藏酸化適應(yīng)條件分析

總結(jié)歷年老井酸化措施效果分析得出,長1油藏酸化適于以下兩種條件:①堵塞較輕井,僅壓裂裂縫堵塞,基質(zhì)未見堵塞或堵塞較輕,生產(chǎn)動態(tài)表現(xiàn)為:經(jīng)壓裂改造高產(chǎn),有明顯的注水見效過程,在堵塞階段產(chǎn)量突降。②堵塞較嚴重井,裂縫和基質(zhì)均堵塞,而重復(fù)壓裂改造無效。部分井二次壓裂時不滿足造新縫的條件,只是老縫的重復(fù)充填,雖然提高了裂縫的導(dǎo)流能力,但是緊鄰裂縫的基質(zhì)滲流能力并未改善,造成重復(fù)壓裂改造無效,所以選擇酸化改善裂縫和基質(zhì)兩方面的滲流能力。

2.2.3 侏羅系油藏壓裂改造適應(yīng)條件分析

(1)生產(chǎn)特征:邊底水能量有限,自然能量開發(fā)階段,地層壓力下降迅速,產(chǎn)能下降快。注水開發(fā)后對應(yīng)油井先見效后因注水強度過大見水,控制注水后液量下降,含水未能下降。

(2)壓裂改造選井條件:對于 Y10邊底水油藏,油井應(yīng)處于油藏內(nèi)部,避免人工裂縫與邊水溝通;若油層與底水直接接觸,油水界面抬升后,油層有效厚度應(yīng)大于7m,若油層有2.0～3.0m隔層,油層有效厚度應(yīng)大于4m;堵塞嚴重用其他措施方法無效或效果較差的油井;酸化導(dǎo)致含水大幅度上升的井。

(3)酸化改造的選井條件:油層條件相對較好,油層與底水直接接觸時,油層剩余有效厚度在4～6 m;油層與底水之間致密夾層大于2m的油井;初期產(chǎn)量高,隨著生產(chǎn)時間的延長,產(chǎn)量大幅度下降的油井;結(jié)垢、結(jié)蠟或其他原因所致的近井地帶堵塞,地層損害較輕的油井。

3 施工參數(shù)研究

3.1 三疊系長1油藏施工參數(shù)優(yōu)化設(shè)計

3.1.1 重復(fù)壓裂

通過統(tǒng)計長1油藏2001～2008年50口壓裂井中的40口有效井,由實施壓裂措施加砂強度與日增油量及措施有效期散點圖(圖2),可以得出加砂強度在0.8時,實施壓裂措施效果較好,措施增油量明顯增加,措施有效期較長(表1、2)。

圖2 長1油藏砂強與措施增油、措施有效期散點

表1 長1油藏分類標準

表2 長1油藏壓裂參數(shù)及效果

3.1.2 酸化

對地層明顯存在堵塞的油井,根據(jù)歷年酸化經(jīng)驗確定其酸量及施工排量,不同厚度油層其酸量及排量不同(表3)。

表3 油房莊油田長1油藏酸化施工參數(shù)與增油量統(tǒng)計

3.2 侏羅系油藏施工參數(shù)優(yōu)化設(shè)計

侏羅系油藏由于儲層物性相對較好,地層堵塞主要集中在近井地帶,壓裂的目的是解除近井地帶的各類堵塞,在方案設(shè)計時,堅持“能低不高”的原則,以控制壓裂縫垂向延伸長度,防止壓竄底水;在酸化方案設(shè)計時,堅持“三小一低”的原則,封堵高滲透大孔道,解堵低滲堵塞油層(表4)。

表4 油房莊油田侏羅系油藏措施改造參數(shù)統(tǒng)計表

4 結(jié)論與認識

(1)油房莊油田三疊系長1油藏油層有效厚度≥4m,侏羅系油藏若油層與底水直接接觸,油水界面抬升后,油層有效厚度≥7m;若油層與底水之間有2.0～3.0m隔層,油層有效厚度≥4m的油井實施措施效果較明顯。

(2)三疊系長1油藏在含水呈下降趨勢階段是油井選擇重復(fù)壓裂的最佳時機;沿裂縫輕微堵塞或裂縫和基質(zhì)均堵塞且重復(fù)壓裂改造無效的井適合酸化措施。

(3)侏羅系油藏堵塞嚴重井或儲層物性較差的井及酸化后導(dǎo)致含水大幅度上升的井適合壓裂措施;初期產(chǎn)量高,因結(jié)垢、結(jié)蠟原因所致的近井地帶堵塞,產(chǎn)量大幅度下降的油井適宜于酸化措施。

[1]王艷秋.酸化、壓裂措施經(jīng)濟分析方法研究[D].大慶石油學(xué)院,2003

[2]董萬百,門廣田.油井壓裂效果分析[J].國外油田工程,2001,(5):10-11

[3]孫玉.富臺潛山油藏酸化壓裂措施及效果[J].油氣地質(zhì)與采收率,2004,11(2):64-67

編輯:彭 剛

TE357.11

A

1673-8217(2010)03-0106-03

2009-09-24;改回日期:2010-01-08

賀海洲,1981年生,2005年畢業(yè)于西安科技大學(xué)地質(zhì)與工程專業(yè),現(xiàn)從事油田開發(fā)生產(chǎn)工作。