黄沙坨油田中高含水期持续稳产配套技术研究

2022-09-11

前言

在我国已发现的20余个火山岩油藏中, 黄沙坨以储层岩性少见 (粗面岩) 、储集空间形成特殊 (非风化成因) 、油藏规模大 (储量居第四位) 著称。自2003年开始黄沙坨油田产量递减严重, 为了缓减产量递减趋势, 2005年实施注水, 通过注水在不同断块都不同程度的见到了注水效果, 但地下油水关系进一步复杂, 底水锥进严重, 油井大部分水淹。高含水井在油水界面上部可调层段有限的情况下, 如何控水成为关键问题, 必须综合注水开发的现状、剩余油分布研究进行进攻性措施论证。

一、黄沙坨油田概况

1. 油田基本概况

黄沙坨油田属于辽河盆地东部凹陷中段黄沙坨构造带, 为被界西和黄沙坨两条断层所夹持的断鼻, 构造总体向西北倾斜, 南高北低。含油层系为S3下火山粗面岩, 含油井段介于2800-3300m之间, 属于受构造及岩性双重因素控制的边底水块状裂缝性粗面岩油藏。

2. 开采现状

截止2013年2月, 区块共有油井63口, 开井42口, 断块日产油50t/d, 日产气5.4×104m3/d, 日产水400m3/d, 全油田累计产油143.7×104t。采油速度0.1%, 采出程度5.2%。综合含水89.4%, 综合油气比1005m3/t。

二、黄沙坨油田持续稳产配套技术的实践与认识

1. 持续稳产配套技术实践取得的成果

为实现黄沙坨油田长期持续稳产, 针对小23块、小25块主体部位底水锥进严重, 实施了调层堵水配套技术探索, 针对北部小22块低渗区油井进行了侧钻井和水平井挖潜, 取得显著成效。

(1) 调层堵水配套技术取得的成果

近几年, 黄沙坨油田调层堵水配套技术共实施11井次, 其中位于小25块构造高部位的3口井措施效果明显, 累积产油6661t。

(2) 水平井和侧钻井取得的成果

2009年以来, 黄沙坨油田共打水平井2井次, 侧钻2井次, 累积产油26687t, 其中位于北部小22块的小平7获得了高产, 单井累产23708t。

2. 对剩余油的认识

根据油田储量动用情况分析, 剩余油最富集的区域是小22块和小25块, 其次是小23块。根据储层特征以及其所针对性配套技术的不同, 把黄沙坨剩余油从平面上划分为3大类:

(1) 构造高部位的剩余油

小25块位于黄沙坨油田构造高部位, 距离底水较高, 目的层相对相邻的小23块约高150m, 水淹程度没有小23块严重。位于该断块构造高部位的部分油井由于注入水难以波及到, 水洗程度低, 存在较多易动用的剩余油。从储量分布及动用情况分析, 剩余可采储量大约40×104t。

(2) 低渗区的剩余油

小22块和小23块的边部, 裂缝孔隙连通程度差, 平均渗透率为0.173μm2, 地层压力较低, 目前低产低含水井占低渗区总井数83.3%, 日产油量8.2t, 主要产油量来自小平7, 但是从储量分布及动用情况分析, 低渗区的剩余可采储量在70×104t以上, 具有较大的措施潜力。

(3) 水淹区内的剩余油

小23块主体部位, 注水开发前, 由于初期投入开发时开采速度较快, 并且高角度垂直裂缝异常发育, 底水突破油水界面锥进, 造成油井水淹, 但在水锥的锥间带有大量的剩余油。注水开发后, 裂缝是主要的渗流通道, 注水驱油接近活塞式。影响注水效果因素主要是裂缝、孔隙的发育程度及走向, 裂缝发育区注水推进速度快, 将有大量剩余油分布在 (被注入水封闭在) 裂缝通道的两侧, 成为基本未驱替的优质易动用剩余油。

三、黄沙坨油田持续稳产配套技术探讨

1. 调层堵水配套技术继续在小25块构造高部位进行推广应用

小25块构造高部位区调层堵水综合配套技术实施获得了成功, 该措施有效性强, 成功率大, 适合继续在构造高部位挖潜应用。

2. 在小22块和小23、小25块边部优化部署水平井、侧钻井

在低渗区侧钻井和水平井技术获得了一定的成效, 小18-36CH的短期见效和小平7的成功, 充分说明在小22块非常适合水平井挖潜。对比小平7和小平8井段垂深及生产效果, 初步分析认为该断块目前油层深度在3000m-3100m左右, 水平井挖潜时需要考虑目的层深度, 另一方面由于该区非均值性强, 小22块布井时需要慎重部署优化。小23块和小25块边部储层特性与小22块相近, 是较有利的侧钻挖潜区域。