“在文219-2井旁部署的文219-侧2井已不见明水,日产油增至12吨,重构井网见效显著!”7月2日,在
文留采油厂地质研究所,技术人员看着报表上文219-侧2井的增油数据,抑制不住心中的激动。
随着开发不断深入,
油藏进入特高含水开发后期,受不同开发阶段开发措施调整及油水井损坏等因素影响,原注采井网不完善、剩余油高度分散等矛盾凸显。如何调整注采井网提高整体开发效果,是老油田开发急需解决的难题。
文留采油厂立足于“区块井网整体恢复重构”,以文184块和文266块为试验区块,提出开发后期重构开发单元进行井网调整的方案。
找到剩余油是关键
“文184块和文266块经历近三十年注水开发,目前均处于半废弃状态。”
文留采油厂地质研究所所长王库介绍。
技术人员主要以沉积微相约束下的
油藏工程方法为主要研究手段,开展注采历史动态分析,理顺注入水主流线方向,展开以储层为主要内容的
油藏精细描述——储层预测及砂体刻画。将井点砂岩厚度和地震属性相结合,开展储层预测研究,控制储层的边界和面积,并通过建立
油藏测井相划分标准,应用地震解释、地质建模、测井分析及平面成图软件,结合
油藏工程研究,绘制沉积微相图,从而对砂体发育展布规律进行判断。通过对储层的精细研究,刻画出河道在空间的展布形态,从而描绘出小层分时注采流线及分层累计叠加流线,综合应用动静态资料,识别四种流线区:非流线区、流线损失区、弱流线区、主流线区。通过以上措施,精准描述了剩余油位置。
“最终,我们发现文184块剩余可采储量为2.26万吨,主要分布在因井况损坏导致注采不完善的非流线区,下一步主要针对主力层恢复注采井网进行挖潜。而文266块一类层剩余可采储量为3.49万吨,主要分布在流线损失区和弱流线区;二、三类层剩余可采储量为4.1万吨,主要分布在井网未完善区和构造高部位。”文南开发一室副主任马立芬说。
针对不同流线区,分别重构井网
地质技术人员在非流线区通过部署侧钻井、转注完善注采井网构建新流线,在流线损失区利用老井大修换井底恢复流线,在主流线区通过下4英寸套封堵堵截强流线,在弱流线区通过分注、增注等手段进行强化。
油井文184-25井与对应水井距离较远,注采井距大。技术人员通过流线分析后认为这个井区地层能量较为充足,为流线损失区,具有恢复流线的潜力,遂部署侧钻井文184-侧25井。该井于5月12日投产后自喷生产,日产油30吨。
技术人员在水淹严重且井况损坏严重的非流线区,利用老井对地层能量充足的高部位实施小井距侧钻,或老井代用、转注等方式增加新流线,恢复注采井网。截至目前,文184块在流线损失区共计实施侧钻两井次,日增油均达到30吨以上。
对于弱流线区域,技术人员采取下4英寸套手段挖掘剩余油生产潜力,控制主流线,加强弱流线,控制层间渗透率极差,减缓层间矛盾,达到层层动用目的。文266-7井由于井损严重一直无法分注启动弱吸水层。5月20日,技术人员对该井下4英寸套控制主流线,加强弱流线方向对应油井文266井地层能量。文266井于3月底见到措施效果,日增油5.3吨。截至目前,文266块实施水井下4英寸套注水两井次,对应油井见效两井次,累计增油1200吨。
“在主流线区域,注采井网相对固定,在平面上形成优势通道,导致井网相对完善的主力储层目前进入‘水洗油’的状态,综合含水率高达97%,注水低效循环严重。为了提高注水利用率,我们通过封堵主产液层,拉大注采井距,抽稀井网,扩大注水波及体积。”文266块管理人员王微解释道。
文266-12井组为1注2采井网,与水井文266-12井距离较近的油井文266-侧5井一直呈水淹状态,注水无效。技术人员对这口油井进行封堵,抽稀井网,注采井距由原来的200米拉大到320米。井组中另一口油井文266-16井见到显著效果,日增油2.3吨,阶段增油105吨。
截至目前,技术人员通过井网重构,文184块油水井开井数由8口增至13口,日产油量由8.5吨增至60吨,目前稳定在35吨以上;文266块油水井开井数由10口增至14口,日产油量由15.5吨增至30吨,这两个井网重构区块累计增油3000吨。(中原石油报供稿)