A油田主体区块加密调整技术研究与应用

2023-01-27

A油田主体区块位于油田轴部向翼部过渡的地区, 以构造-岩性油藏为主, 含油面积102.0km2, 地质储量6851.0×104t, 原始含油饱和度55%, 基质渗透率7.0m D, 局部发育裂缝, 裂缝发育规模和连续性相对较差, 裂逢与基质渗透率比值为5-10倍。主体区块投入开发时, 主要采用井排与裂缝夹角22.5°和52.5°的300m×300m反九点面积井网。在开发过程中, 逐渐暴露出300m井距对砂体的控制程度低、油水井间憋压状况比较严重、油井多方向见水、裂缝与井排方向不匹配、油水井间难以建立有效的驱动体系等问题, 造成大部分储量难以有效动用, 开发效果较差。为此, 开展了加密调整技术的研究与应用, 加密后通过分阶段综合调整, 改善了主体区块开发效果。

一、加密调整技术

1999年以来, 开展了各类区块的加密调整经济技术研究, 指导油田的大规模加密调整, 取得了明显效果。

1. 加密经济技术界限

(1) 加密技术界限。

针对A油田存在启动压力梯度的特点, 在水驱控制程度法计算采收率的基础上, 引进有效驱动体系概念, 即被水驱控制并且驱动压差能够克服启动压力梯度的那部分储量才是有效的水驱控制储量, 并通过数值模拟, 对反九点面积井网及线性注水井网下不同注采关系及水驱方向的典型砂体采收率进行研究, 得出井网及水驱方向对驱油效率的影响。并考虑了裂缝方位的影响, 根据公式分别计算了各类区块不同井距下的油层有效动用渗透率下限、有效驱动系数和水驱采收率。根据《油田开发管理纲要》要求的油田开发技术调控指标, 结合A油田的实际情况, 采用3项技术指标分别对各类区块的技术井距 (井网密度) 进行评价, 确定其合理技术井距。

根据合理技术井距评价指标, 主体区块合理技术井距为210m, 井网密度为22口/km2。

(2) 合理经济井网密度

随着井网密度增加, 最终采收率增加, 总的产出也增加。当总的产出减去总的投入达到最大值时的井网密度就是合理经济井网密度。

2. 加密井网合理部署方式

针对裂缝与井排方向夹角22.5°的区块确定“3、2、1”加密井网部署方式, 使井排方向与裂缝方向基本一致;针对裂缝与井排方向夹角52.5°的区块确定了“三角形重心加密”加密井网部署方式, 将井排方向扭转45°, 也与裂缝方向基本一致。

3. 加密井网分阶段综合调整

通过解剖加密较早区块的开发特征, 分析含水与产量变化规律, 分析不同井距油井地层压力恢复程度及产液规律, 形成了分阶段综合调整的方法, 指导了加密区块的有效调整。一是在加密初期完善注采系统阶段, 重点是完善注采关系, 水驱控制程度达到70%;二是在加密区块水井排油井转注, 逐渐形成线性注水阶段, 重点是对水井排中高含水阶段油井调整转注, 逐渐扩大线性注水规模, 加强新老井注水结构调整;三是加密区块含水上升时的综合治理阶段, 重点针对区块含水上升, 产油量递减的问题, 以周期注水、深浅调剖为主要手段积极开展综合调整, 保证加密效果。

4. 加密效果

目前主体区块加密调整9个小区块, 加密面积66.13km2, 地质储量4460.59×104t, 加密油水井652口, 建成产能42.21×104t。通过加密调整及加密后综合调整, 效果显著。

(1) 水驱控制程度提高, 采储量增加。加密区块水驱控制程度由71.0%提高到81.2%, 提高10.2个百分点, 可采储量增加287.46×104t。

(2) 通过加密调整油水井间建立了有效驱动体系, 憋压状况得到缓解, 储层动用程度得到提高。加密区块注采压差下降, 由加密前的15.70MPa下降到目前的12.81MPa。

(3) 加密后, 储层动用程度提高。吸水厚度比例由54.3%提高到加密后的67.1%, 目前稳定在68.9%。

(4) 加密后通过注水综合调整, 老井自然递减得到有效控制。主体区块老井自然递减率由加密前的14.6%下降到目前的10.6%。

(5) 通过多种方法评价, 采收率可以达到方案预测指标。预测采收率可由15.14%提高到21.58%, 提高6.44个百分点。加密区采油速度由0.43%提高到1.13%, 目前保持在0.78%的水平上。截止目前, 二类加密区块阶段采出程度增加值达到1.41个百分点, 加密井单井累积产油量达到1381t。加密较早的朝55区块加密单井累积产油达到3255t, 阶段采出程度增加值达到6.82个百分点, 已经比预测采收率增加值高0.51个百分点。