高一块二次开发试验探索

摘要:高一块经过初期试采后,投入全面注水开发,后来由于水行窜及注入不进去,全面停注,其后依靠天然能量开发,1986年至2004年由于地层能量不足,整个区块濒于停产。文章通过对高一块地质、开发简况的重新认识,利用老井复产、水平井开发以及相应措施试验等手段,对高一块二次开发试验效果进行了综合归纳,并提出了下一步工作建议。

关键词:二次开发;高一块;流体性质;原油物性

中图分类号:P628文献标识码:A文章编号:1009-2374(2009)20-0021-02

一、区域地质概况

高一块位于辽河断陷盆地西部凹陷带北端的高升鼻状构造之上,是辽河油田公司二次开发重点区块之一。整体上为一走向为北东向延伸被断层复杂化的背斜构造。于1978年上报含油面积4.93km2,石油地质储量202.0×104t,标定采收率14.08%。为构造-岩性油气藏。主要含油层位为下第三系沙河街组沙四段底部的高升油层组。储层岩性主要为假鲕状灰岩,储集空间主要以裂缝、溶孔等为主。油藏埋深1320～1380 m。

原始地层压力和温度:根据试油资料统计,高一块油层中部深度1356m,对应的地层压力16.6MPa,饱和压力14.3MPa,油层压力系数为1.14。油藏平均温度55℃,为常温、常压油藏。见表1:

原油性质表现为高粘度、高比重、高胶质,高沥青、高含硫(见表2),此种原油在开采过程中从井底举升到地面要消耗很大的能量,所以依靠天然的生产能量还是不足,这是制约该地区产液量下降的主要原因之一。

二、开发简况

(一)开发历程

该块第一口井高1井于1975年9月试油,射孔井段1362.4～1349.6m, 12.0m/9层,试油结论为油层,当年共有9口井试油。高一块1975年投入试采,1977年6月采用420m井距布井网投入正式开发,共部署44口井。1978年5月投入全面注水开发,转注8口注水井。1980年5月年由于水窜行及注入不进去,全面停注,其后依靠天然能量开发。1986～2004年由于地层能量不足,整个区块濒于停产。2005年全面复产,截至2007年底高一块完钻各类井49口,目前开井13口,断块日产油41t/d,日产水28m3/d,综合含水41%,累计产油29.2645×104t,累积产水16.2567×104m3,累积注水17.9×104m3,采油速度0.53%,采出程度14.1%。

(二)开发现状

1.该地区开采时间较长,地层压力降低严重,目前整体处于地层亏空状态。如图1所示:

2.该区块曾经注水,由于该区块的油层位置为砂岩,灰质砂岩以及灰岩和泥灰岩为主,所以油层位置的泥质成分,在遇水浸泡的过程中,造成地层的渗透率降低。如图2所示:

3.从流体性质方面看,该区块的原油粘度大,流动性差,再加上地层亏空,驱动能量严重不足,使地层的有效渗流更差。

三、二次开发试验探索

(一)老井复产试验

2005年对该块长停井16口进行复产,目前13口井开井,措施有效率81.25%。复产措施效果以重复射孔和酸化最为显著,但由于目前地层能量低,复产井产能递减快。见表3:

(二)水平井开发试验

针对该块特殊的储层性质及开发特点,2006年6月计划部署水平井9口,截止2008年底已完钻投产3口,开发思路是以水平井注水,水平井及直井采油方式进行二次开发。如图3所示:

1.高1-H3井于2006年12月19日完井,完钻井深1944.0米,设计水平段656.1米,实钻水平段394.0米,钻遇油层224.2米/4层,低产油层110.1米/9层,采用筛管完井。高1-H3井于2007年1月8日下泵投产,生产井段1550.0～1911.5米,水平段长313米,初期日产油16.5 吨,不含水,动液面670米;后期日产液3.5方,动液面1103米。

2.高1-H4井于2007年6月3日完井,完钻井深为2238米,完钻层位S4Ⅶ小层;设计水平段长683米,实际完钻水平段长692米;水平段解释油层638.8米,油层钻遇率93.58%;水平段完井方式采用139.7毫米打孔筛管完井。2007年6月22日下泵投产,生产井段1589.5～2215.7米,水平段长559.3米,初期日产液15.6方,日产油7.5吨,后期日产油1.1吨,动液面1100米。

3.高1-H2井于2007年8月8日完井,完钻井深为2195米,完钻层位S4Ⅶ小层;实际完钻水平段长690米,水平段解释油层620.3米,油层钻遇率89.9%;水平段完井方式采用139.7毫米尾管水泥固井完井。高1-H2井于2007年10月5日下泵投产,生产井段1735～2173米,射孔厚度234.3米,初期日产液21 方,日产油6.3吨,动液面 956米;后期日产液2.5方,日产油2.1吨,动液面1067米。

(三)措施试验

1.储层酸化改造:高1-H3井于2007年11月25日挤酸280方, 11月29日下泵生产,初期日产液21.8方,日产油6.5吨,含水为70%,效果很明显。12月9日降至日产液7.2方,日产油3.2吨,含水55.6%。后期日产液7.6方,日产油3.7吨,含水51.3%。

2.注汽试验:高1-H3井于2008年5月30日开始注汽,注汽压力19.6MPa,初期注汽干度20%～70%,6月12日由于注汽干度较低停注,累计注汽量1849方。6月14日放喷,6月24日下泵生产,初期日产液25方,日产油7.5吨;7月7日,日产液20.5方,日产油15吨,与注汽前相比,日产油增加11.5吨,截止2008年11月,高1-H3井累产液3206方,累产油2496吨。如图4、图5、图6所示:

3.注水:初期采用高压,高强度注水,致使该块水窜严重;后期经过调整注水量,油井含水及产液量逐渐稳定。

四、建议和认识

(一)工作建议

1.继续开展水平井、直井注蒸气降粘开发,针对该块储层原油粘度高,渗流阻力大情况,优选储层物性好、含油饱和度高水平井进行注汽,降低原油粘度,提高原油在储层中流动能力。

2.开展注水、聚合物驱等技术试验。目前该油藏已开发30年,油藏整体压力较低,油层原油粘度较稠,地层中原油渗流阻力大,地层没有能量补充。因此要开展以水平井为重点的油层注水或其它技术的补充能量试验,提高地层原油驱动能量。

3.开展以提高泵效为主题的水平井井筒举升工艺研究。针对该块油稠、井斜大的现实情况,在目前杆式泵举升工艺条件下,采取井筒内原油入泵筒降粘问题,提高泵效;针对浅层水平井,大井斜、地层能量低、动液面低的问题,开展既能满足产液要求,又能维持正常生产深抽举升工艺研究。

(二)取得的认识

1.油藏在开发过程中,地层压力降低,导致原油在地层中脱气造成原油物性发生变化。

2.高一块某些断块处于相对孤立,地层能量相对充足,由于处在边缘地段,流体性质和地层情况相对复杂,对其进一步探究很有价值。

作者简介:黄蓓蕾(1982-),男,供职于辽河油田公司油气试采公司地质研究所,研究方向:地质动态分析。