谭家营北区长6油藏周期注水方案研究.pdf

油气开采化 工 设 计 通 讯Oil and Gas ProductionChemical Engineering Design Communications42 第49卷第7期2023年7月谭家营北区2011年投入开采，主力油层为延长组长6层。研究区储层物性差，受裂缝及非均质性影响，随着开发年限的增加，油田注采失衡矛盾加剧，导致注水效率不高、低效无效循环严重，十多年间综合含水率从42%上升到目前的74%，含水上升过快，且暂无井网调整余地，自然递减加快。因此，现阶段如何稳油控水，增加可采储量，提升开发效益，是研究区面临的主要问题。针对目前的油藏地质特征及注水现状，急需要改变注水方式。周期注水是一种不同于常规注水的新型注水方式，不仅可以提高注入水利用率，增大注入水波及体积及驱油效率，还可以控制油井含水上升速度。延长油田川口采油厂注411井组，井组内两口长期停产油井在对应注水井实施周期注水后，16个月累计增油663 t，平均单井日增油0.65 t，单井日产油能力远高于区域内的其他油井，增油降水效果明显。国内外周期注水的试验表明：不稳定周期注水可以有效提高原油采收率2 4，是一种经济实用的增油技术。1 区块概况1.1 开发现状谭家营北区2011年投入开采，主力油层为延长组长6层。从投产至今，按照开发方式可分为两个阶段：注水试验评价阶段（20112012年）和规模注水开发阶段（2013年至今）。截至2022年8月底，研究区共完钻各类井429口，油井总数309口，开井数207口，注水井120口，开井数78口。共有注水站5座，设计注水能力1 300 m3，设计泵出口压力16 MPa，实际注水能力465 m3，能力利用率35.8%。研究区目前井网是以菱形反九点法面积为主，少量不规则面积井网为辅。平面上，区块探明含油面积26.44 km2，探明储量968.87104 t；目前井网控制储量746.1104 t，井网控制面积20.36 km2，动用储量746.1104 t，储量控制程度为100%。井网密度为21口/km2，注采井数比为1 2.58，井距150250 m。日产液量313.7 m3，综合含水73%，日产油量66.15 t，日注水量485.94 m3。平均单井日产液量1.08 m3，综合含水率74%，平均单井日产油量0.32 t，单井平均日注水量8.9 m3。累产液量80.52104 m3，累产油量22.58104 t，累计注水量178.99104 m3，累计注采比2.07，采出程度2.33%。1.2 开采特征研究谭家营北区长6油藏油井产能分布规律，可以看出长6油藏整体产能主要分布在0.10.3 t/d，占总井数的36.7%，其次为0.30.5 t/d，占总井数的24.6%，平均单井日产油0.32 m3/d。从产能分布图上看出，谭家营北长6油藏北部的初产、现产均高摘要：谭家营北区长6油藏物性差，受裂缝及非均质性影响，随着开发年限的增加，油田注采失衡矛盾加剧，含水上升速度加快，水淹井变多，导致油藏整体的采收率变低，针对目前的开发形势，急需改变注水方式。采用了理论研究与数值模拟相结合的方法，确定了谭家营北区周期注水的半周期、周期注水量、周期注水间隔等参数，对下一步规模推广周期注水起到了一定的指导作用。关键词：非均质性；含水上升速度；水淹井；周期注水中图分类号：TE357；P618.13文献标志码：A文章编号：10036490（2023）07004203Study on Cyclic Water Injection Scheme of Chang 6 Reservoir in Tan Jia Ying North AreaZhang Lu，Li Guo-yong，Feng YuanAbstract:With the increase of development years,the imbalance between injection and production becomes more and more serious,the rising speed of water cut increases,and the number of watered-out wells becomes more and more,which leads to the lower recovery factor of the reservoir as a whole,in view of the current development situation,it is urgent to change the way of water injection.In this paper,by means of theoretical study and numerical simulation,the parameters of semi-cycle,cyclic water injection quantity and interval of cyclic water injection in tanjiaying North district are determined,it plays a guiding role in the next step of scale promotion.Keywords:inhomogeneity;rateofriseofwatercontent;floodedthewell;waterinjectioncycle谭家营北区长6油藏周期注水方案研究张 璐，李国勇，冯 源（延长石油杏子川采油厂，陕西延安 717400）收稿日期：20220721基金项目：谭 家 营 北 长 6 油 藏 周 期 注 水 技 术 研 究（ycsy2021ky-B-15-5-3）作者简介：张璐（1986），女，陕西西安人，高级工程师，主要研究方向为油田开发。油气开采化 工 设 计 通 讯Oil and Gas ProductionChemical Engineering Design Communications 43第49卷第7期2023年7月于南部。研究区油井含水大于80%的井有58口，占总井数的28.02%，含水处于 60%80%的井有42口，占总井数的20.29%，含水率20%60%的井有104口，占总井数的50.27%，含水小于20%的井仅有3口，占总井数的1.45%。研究区目前总体上处于中等含水阶段。从目前含水率分布图上看出，谭家营北长6油藏高含水井主要分布在油藏的边部，应在日常生产中对油井高含水、特高含水的井重点监测，定时测含水、水型化验、动液面，并且对周边相关注水井控制注水量。1.3 高含水井分析谭家营北区油井含水大于80%的井有58口，占总井数的28.02%。结合投产初期对比情况，大体上分为两大类，即投产初期高含水15口和后期含水上升井43口。对于后期上水的井主要从注入水推进影响、无效注水、套损影响三方面进行，最终确定注入水推进影响的有22口，无效注水的有6口，套损导致高含水的有5口。结合研究区含油饱和度展布情况，分析出投产初即高含水井主要分布在油藏的边部及含油饱和度低区域。后期上水的井主要分布在油藏裂缝发育及物性较好的区域，目前高含水井附近的注水井基本关停。1.4 吸水状况分析分别对研究区2020年、2021年吸水剖面测试结果进行统计分析，两年共测试注水井17井次，其中2020年9井次，2021年8井次。根据测试结果，该区块注水强度较低，2020年吸水强度在0.31.21 m3/（d m），平均为0.81 m3/（d m）；2021年吸水强度在01.76 m3/（d m）之间，平均为0.9 m3/（d m）。研究区平均的注水强度为1.02.0 m3/（d m），本区平均的吸水强度在0.80.9 m3/（d m），吸水较弱1.5 井组见效分析根据油井见效类型划分标准，对谭家营北区长6油藏油井各个见效类型的占比进行分析，长6油藏有83个生产的注采井组，涉及有生产资料油井数207口，其中明显见效井组9个，一般见效井组18个，微弱见效井组7个，不见效井组49个。以不见效井组为主，即表现为液量油量下降，含水稳定或有所上升的特征。2 周期注水适应性分析通过对注水开发油田各项生产指标的研究，谭家营北区长6油藏具备了周期注水的适用条件，主要体现在以下5个方面。1）油藏的非均质强。研究区生产层位有长611、长612、长621、长622和长63，部分井还是多个小层合采，层位较多，由于各层物性、岩性、流体性质不同，引起各层在地层压力、吸水能力、水线推进速度、水淹程度等方面存在差异，形成相互制约和干扰，影响各层，尤其是中低渗透率层发挥作用。研究区水驱控制程度82%，水驱储量动用程度仅为60.3%，层间矛盾严重。2）整体采出程度较低，储层富集剩余油。研究区采出程度仅为2.33%，注采对应率为77.3%，渗透率极差312。平面上，在裂缝存在的区域，裂缝主向的油井很快见效见水，裂缝侧向基本不见效，因此剩余油要分布于裂缝主向上含油但尚未射孔的油层或者裂缝侧向上。纵向上，部分吸水剖面测试结果显示，注入水在多层油井中呈尖峰状分布，剩余油主要分布于物性差及注入水未波及层段。3）含水上升速度快，部分井开始水淹。2021年含水上升率为3.2%，采油井含水上升速度快，部分油层过早水淹，油井含水率大于80%的井有58口，占总井数的28.02%，其中10口井含水率为100%，且主要上水的原因是水淹。4）常规治理效果变差。研究区累计注采比已达到2.07，随着该指标的逐年变大，油井见效见水的方向增多，水驱矛盾进一步加剧，常规注水调整井次逐年增加，但是研究区油井明显见效，一般见效井占比及增油效果却逐年变差。5）研究区单井日产油较低，属于低产低效区，采用周期注水还可以一定程度地降本增效，且大多数油井已经开始实施间歇抽油，也需要与之匹配的注水方式调整。3 周期注水方案研究本次周期注水选择清水站试验，主要原因是清水站注水井的配注调控起来更方便，受外界影响小，便于长时间观察效果。选择杏286清水固定站进行试验，该站覆盖27口注水井，除去井组周围油井全部关停及井况不佳的井，本次符合周期注水的注水井有6口，对应28口油井中有12口，其中含水在80%以上的占比42.8%，急需稳油控水，本方案主要研究这6个井组的周期注水方案。结合注水井周围受效井的见效时间及注水水线推进速度，利用数值模拟软件，从注水半周期、注水量等方面分别模拟连续注水及变周期注水方式下的累计产油量、累计注水量、综合含水率及采出程度等重要的生产指标，确定适合研究区的周期注水方案。3.1 注水周期确定3.1.1 理论法理论上选用的周期必须使注水井与生产井之间的压力在一定范围内变化，且这种升压、降压变化在油水井间完成。通常认为，注水时压力波由注水井井底开始，经过一段时间传播到生产井井底，生产井开始见效。现场试验表明，通常见效时间与井距的关系为1-2：式中，K 为平均渗透率，10-3 m2；为地下原油黏度，MPas；为平均孔隙度，%。Ct为综合压缩系数，油气开采化 工 设 计 通 讯Oil and Gas ProductionChemical Engineering Design Communications44 第49卷第7期2023年7月MPa-1；L 为注采井距，m。由上面的公式带入研究区油井数据，计算出理论的注水半周期是1235 d。3.1.2 经验分析法分析了研究区56个注采井组的见效时间，发现绝大多数见效时间2046 d。通过比较以上两种方法，考虑周期注水的原则，结合研究区的现状，选定本次模型预测的周期注水半周期为 2035 d。3.2 注水量的确定依据国内外的研究结果，周期注水时单井的水量一般为连续注水时的90%150%，谭家营北区属于特低渗透储层，砂体规模普遍较小、单层厚度变化较大、多呈薄层及带状分布，油层的连通性较差。因此在实施周期注水过程中，为保证生产井有较稳定的能量供应，及时恢复地层能量，采用了较大的恢复注水比例，选用周期注水时的总注水量为常规连续注水时的150%左右，即单井注水量为15 m3/d3。3.3 注水方案数值模拟研究建立能够充分反映储层非均质性的地质模型，网格的定义具有足够的密度，定义的依据主要考虑横向上的井网密度及纵向上砂层的厚度3-5。模型 X 方向和 Y 方向步长25 m30 m，建立杏281-4井组三维地质模型，单井注水量15 m3/d，注入压力不超过10 MPa，根据2.1节确定的注水半周期为2035 d，模拟时间为15 a，模拟13种注水方案，见表1。表1 谭家营北长6油藏周期注水15 a指标预测表注水方式注水方案累计产油量（t）累计注水量（m3）综合含水（小数）采出程度（小数）连续注水常规注水25 547.987 817.280.8530.083 4 周期注水注 20 停 15非对称注水 25 172.950 468.40.7130.082 2 注 20 停 20对称注水 25 415.951 452.50.7690.083 0 注 20 停 25非对称注水 25 651.953 997.280.7340.083 7 注 20 停 30非对称注水 25 502.649 608.50.7160.083 3 注 20 停 35非对称注水 25 737.946 153.40.6820.084 0 注 30 停 20非对称注水 25 053.948 745.50.7240.081 8 注 30 停 25非对称注水 25 207.951 924.30.7130.082 3 注 30 停 30对称注水 25 376.955 970.20.7240.082 8 注水方式注水方案累计产油量（t）累计注水量（m3）综合含水（小数）采出程度（小数）周期注水注 30 停 35非对称注水 25 467.954 952.80.710.083 1 注 35 停 25非对称注水 25 093.949 637.280.6870.081 9 注 35 停 30非对称注水 25 243.956 997.70.7970.082 4 注 35 停 35对称注水 25 375.955 997.280.7260.082 8 随着油田开发时间的不断增加，综合含水率基本上呈上升趋势，但是根据模拟结果显示，综合含水率还是低于常规的连续注水方案。本次模拟运行15 a，与常规的连续注水方案比较，各个预测方案都得到了很好的增油效果，非对称周期注水方案注20停35比较合理，累计注水量最少，累计产油量和采出程度最大，综合含水最低。4 结论1）谭家营北区长6油藏具备了周期注水的适用条件。2）与连续注水方案相比，各预测方案均取得了很好的增油效果，非对称周期注水方案注20停35比较合理，累计注水量最少，累计产油量和采出程度最大，综合含水最低。3）周期注水减少了无效注水，提高注水利用率，比常规注水方式效果更好，一个周期内注水量远低于连续注水时注水量。4）本文周期注水方案研究为谭家营北区长6油藏的周期注水提供了可行方案，对改善开发效果和提高研究区采收率具有一定指导意义，下一步还可以考虑将周期注水与三次采油技术相结合。参考文献1 赵春森,吕建荣,杨大刚.大庆油田葡北二断块南部周期注水应用方法研究 J.油气地质与采收率,2008,15(6):76-79.2 姜泽菊,安申法,于彦,等.注水油田转周期注水开发影响因素探讨 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