茨11块停产区块复产的主要做法

一、概况

茨11块含油面积2.7平方公里, 石油地质储量322×104t, 截止2010年12月, 区块共有油井34口, 正常开井7口, 核实日产液28t, 日产油7t, 综合含水73.37%, 年产油0.4667×104t, 采油速度0.12%, 剩余可采储量采油速度0.75%, 累积产油41.2576×104t, 采出程度12.8%, 可采储量采出程度66.54%;注水井7口, 开4口, 日注水160m3, 月注采比3.8, 累积注水158.9198×104m3, 累积注采比0.86, 累积地下亏空26.12×104m3。

二、开发历程研究

1. 天然能量开采阶段 (1986年1月~1988年12月)

茨11块是在滚动勘探的基础上发现的含油断块, 1985年12月, 探井茨11井试油获工业油流, 1986年1月投入试采, 1986年6月断块以300m井距正方形井网, 一套层系投入开发。由于天然能量不足, 油井投产时大部分不能自喷, 主要靠机械采油, 初期单井日产油能力18.2t。到1986年底, 投产油井18口, 开16口, 日产油104t, 综合含水28.2%, 综合气油比96, 采油速度1.12%。其主要特点:一是天然能量不足, 压力下降快, 产量递减快;二是油水关系复杂, 含水上升快。

2. 注水开发阶段 (1989年1月~目前)

(1) 早期注水 (1989年1月~1994年12月)

针对断块压力下降快, 产量锐减的现状, 1987年6月断块开始试注, 88年12月断块采取边外注水和内部点状注水相结合的方式投入注水开发。但由于断块砂体分布规律性差, 平面和层间矛盾突出, 油水关系复杂, 以及S31油层储量不落实等原因, 注水虽然见到一定效果, 但断块产量仍然不断下降, 到1994年7月, 断块已累积注水81.2982万方, 累积注采比高达1.25, 日产油水平51t/d, 综合含水69.2%, 注水开发效果不理想, 1994年底5口注水井全部停注, 实行降压开采。

(2) 井网调整阶段 (1995年3月~1996年10月)

1995年至1996年, 在应用三维地震精细解释资料认识储层构造及发育规律的基础上, 先后部署了10口井网加密调整井, 调整后断块主体部位形成了井距为210m的开采井网, 单井控制储量也由开发初期的20万吨调整到16万吨。随着这批调整井的相继投产, 1996年5月, 日产油达到了102t/d的高峰期。但油井压力、产量仍然下降很快, 到1996年7月, 注采井数比仅为1:4.4, 月注采比为0.44, 日产油水平下降为71t/d, 这充分说明原有的降压开采方式和注采井网已不适应新的油田开发形势的需要。

(3) 综合治理阶段 (1997年1月~2010年12月)

1997年至2010年, 在加强地下监测和深入研究油藏特征的基础上, 开展以恢复注水和完善注采井网为主的综合治理工作, 产量自然递减得到一定程度控制, 但整体下滑的趋势仍然存在[1], 含水上升速度仍然很难控制, 多数油井因高含水导致负效益停产, 再加上事故井的增加, 投入成本高、风险大, 造成部分油井带病生产或者停产。

三、开发中存在的主要问题

1. 断块南部区域注采井网不完善, 古潜山顶面注水时间短

2010年底断块南部共有油水井13口, 其中油井11口, 注水井2口, 主要生产层段为古潜山顶面、S31和S32上部。受注入水及边底水影响, S31和S32上部油层后期水淹程度高[2], 统计区域1995年2口调整井茨37-199、茨39-199井的电测解释结果, 共解释有油气显示的90.2m/27层, 其中中水淹、弱水淹和油水同层共57.8m/17层, 有60.4%的油层被不同程度水淹及边水推进。但古潜山顶面仅茨37-199井1996年8月至1998年3月注过水, 累计注水量1.78×104m3。

2. 断块中部区域物性差, 注水效果不理想

断块中部主要生产层段为S32油层, 该层段平均平均孔隙度为17.5%, 平均渗透率为112.7×10-3μm2, 泥质含量13.9%, 由于储层物性较差, 加之井下事故, 截止2010年12月, 4口水井全部停注, 仅一口油井茨37-203正常生产, 日产液3.5m3, 日产油0.8t, 含水78%, 动液面1325m。

3. 断块北部S32、S31两套油层层间矛盾突出, 复产技术难度大

断块北部发育S32、S31两套油层, 由于S32地层物性较差, 生产后期液量较低, 为求产试采S1和S31上部, 试采结果高含水, 再次回采S32时, 致使管柱结构复杂化, 干扰S32油层正常生产, 油井均表现出高含水。

四、潜力分析及主要做法

1. 加强综合地质研究, 深化油藏认识, 剩余油分布逐步落实

茨11断块是一受古潜山控制的不对称穹窿构造, 储层顶底均受到严重剥蚀, 平面空间分布特征不清, 导致油砂体展布和构造形态不落实。2010年断块根据油田开发形势的需要, 利用断块完钻井钻井、录井、沉积特征等资料, 通过地层对比等手段, 完成了S32顶面及古潜山顶面的构造图, 通过下步完善油砂体平面等质分布、物性等质图等地质研究工作的深入开展, 剩余油分布可进一步落实[3]。通过目前已完成的工作, 取得以下两个方面的新的认识:

(1) 在油藏高部位地层变薄甚至缺失, 主要是地层受剥蚀或尖灭影响造成, 沙S32地层构造高低具有较好的连续性, 原先认识的两条次一级断层不存在。按照新的认识, 整个断块的开发摆脱了束缚, 拓宽下一步调整及注水的思路。

(2) 沙三、二顶界构造高点由依附于茨78断层变为茨37-199井组, 该井组附近为剩余油富集区域。

2. 细化注水工作, 加快油井复产步伐

区块于2010年5月实施大修转注井一口茨37-199, 仅注剩余油分布富集的古潜山顶面, 日注水50m3;对应一线油井实施捞封回采及大修复产等措施, 大井段合采, 并取得显著增油效果。

五、结论与建议

1. 利用开发历程研究, 总结油田发展各阶段问题, 指导剩余油分布规律认识;

2. 对于类似油田, 以落实区块构造为前提, 优化注水层位, 优选油井实施复产, 完善注采对应关系。

摘要：茨11块地质条件复杂, 层间矛盾突出, 加之井下事故多, 截止2010年底, 全区油井开井率仅为21%, 处于半停产状态。针对上述问题, 通过综合地质研究, 深化油藏认识, 落实剩余油分布, 同时细化注水工作, 优选油井实施复产, 取得了显著增油效果。

关键词：注水开发,注采井网,剩余油分布

参考文献

[1] 史云清, 刘长利.复杂断块油田开发动态分析方法[M].北京:石油工业出版社, 2001:161-165.

[2] 方凌云, 万新德.砂岩油藏注水开发动态分析[M].北京:石油工业出版社, 2001:82-86.

[3] 刘俊荣.辽河油田开发技术座谈会文集[C].北京:石油工业出版社, 2002:186-198.