史深100低滲油藏提高采收率的主要做法及效果

1、史深 100 低滲油藏提高采收率的主要做法及效果一、油藏地質特征及開發(fā)現(xiàn)狀史深 100 低滲油藏位于東營凹陷中央隆起帶西端，史南油田北部，史南鼻狀構造與郝家鼻狀構造之間，主要含油層系為下第三系沙河街組中段，含油面積 14.1km2，地質儲量 1459×104t ，標定采收率為 18.0 ，可采儲量為 263×104t 。2011 年 4 月史深 100 全區(qū)油井總井 99 口，開井 92 口，日液 546t/d ，日油 363t/d ，平均單井日液 5.9t/d ，單井日油水平 3.9t/d ，綜合含水 33.5%。動液面 1535m，地層壓力 22.1MPa，采油速度 0

2、.91%。累積采油 2224.55 ×104t ，采出程度 15.4%，水井總井 65 口，開井 60 口，日注能力 1277m3/d，月注采比2.0 ，累積注采比 1.18 。二、提高采收率的主要做法1. 成立史深 100 斷塊精細注水管理項目組，加強水質管理1.1上下游結合、統(tǒng)一部署，水質治理取得突破性進展注重管理創(chuàng)新，成立水質專家組，建立了廠、礦、隊（站）三級水質預警管理體制，每月召開一次水質分析會，建立了一套完整的考核獎懲機制。對上游的史南污水站進行了藥劑承包，效果明顯，水質符合率穩(wěn)定在100；對于下游的 2 座精細處理站建立了儲水罐半年清罐制度；同時為緩解沿程水質二次污染的

3、問題，每月投入2000 余元運行好了史深100 方案區(qū)內的各水質監(jiān)測點的月度取樣和化驗分析工作，并定期進行清罐、掃線工作，加大了非金屬管材的應用力度。1.2加大地面增壓，滿足注水需求一是強化了注水干壓運行管理。通過嚴格干壓監(jiān)督檢查制度，加強摻水管理，加大地面配套改造力度，注水干壓達標率穩(wěn)定在 95以上。二是加強了動態(tài)分析，欠注井治理工作見成效。重點做好了單井吸水量變化的動態(tài)分析工作，利用注水管理網(wǎng)頁、旬度生產運行會等平臺，針對欠注井逐口井分析原因，并制定治理對策，取得了良好的效果。2. 優(yōu)化方案設計，提升低滲油藏開發(fā)水平2.1精細地應力、裂縫分布研究，指導油藏開發(fā)通過對史 103 加密區(qū)注水前

4、緣資料擬合分析：水流密集區(qū)（水淹區(qū)）主方向北東 90-95 度，優(yōu)勢滲流區(qū)（注水見效區(qū)）主方向為北東 90-95 度，注水有效區(qū)（壓力傳導區(qū)）主方向為北東 100 度，與地應力、主裂縫方向基本一致。目前加密區(qū)綜合含水 26.5%，一直低含水開發(fā)，因此井排方向與地應力方向一致，既可以保證高強度注水，又可以降低油井含水上升率，這為史深 100 主體加密提供了有利條件。2.2小井距開發(fā)技術建立低滲油藏有效注采驅替壓差小井距開發(fā)技術是提高低滲透油藏采收率的有效手段。小井距開發(fā)技術包括井網(wǎng)井距優(yōu)化、小井距壓裂、水井攻欠增注等系列技術，通過對史 103 小井距加密試驗區(qū)的綜合治理、跟蹤分析，因注采井距縮小

5、，建立了有效注采驅替壓差，注采互動更明顯，小井距開發(fā)的優(yōu)勢逐漸體現(xiàn)出來：加密后油井見效率大幅提高、油井含水上升率明顯降低、壓力保持水平更均勻更合理、采油率大幅提高，史 103 加密區(qū)通過近幾年的注采井網(wǎng)完善、水井攻欠等手段，目前該區(qū)已步入良性開發(fā)，油井開井 12 口，見效油井 9 口，油井見效率 75%，日油水平由 47t/d 上升到 74t/d ，平均單井日油 6.2 噸，動液面由 1661m上升到1236m，日注水平由 84m3/d 上升到 246m3/d。2.3優(yōu)化周期注采參數(shù)，提高水驅儲量動用程度利用數(shù)模為井組合理注采比、合理注水量、合理降壓升壓周期等注采參數(shù)提供技術支持，例如在史 3

6、-5- 更 10 井組建立數(shù)模模型進行數(shù)模發(fā)現(xiàn)：周期注水單井產能及累產油量均優(yōu)于穩(wěn)定注水，升壓降壓最佳周期比為 2：1 左右，隨著含水的上升，周期越短開發(fā)效果越好，史 3-5- 更 10 實施周期注水后，日油由 2.1 噸 / 天上升到 2.9 噸/ 天，含水由 41%下降到 32%。2.4利用仿水平井技術，滾動擴邊超低滲儲層針對史 106 區(qū)塊儲層物性差，有效滲透率（ 3×10-3 m2）的問題，設計仿水平井技術開發(fā)，壓裂半徑初步定在 250 米，規(guī)劃部署油井 13 口，水井 4 口（其中新水井 3 口，利用老井 1 口），總井 17 口。但由于該區(qū)井少，儲層分布、地應力方向等認識

7、需根據(jù)新井資料錄取情況進一步落實開發(fā)潛力及井網(wǎng)部署。 2011.3 月史 106-1 壓裂投產 4mm油嘴自噴，日油 3.6t/d ，含水 9%，目前已轉抽日油 7.6t/d ，含水 24%。3. 優(yōu)化工藝技術創(chuàng)新，提高低滲油藏開發(fā)的經濟效益3.1 優(yōu)化水井增注工藝，提高單井注水量開展“三項結合”，提升增注適應性：與地質結合，向油藏延伸，提高方案的適應性；與基層結合，向工程融合，提高方案的針對性；與實驗結合，向室內拓展，提升方案的經濟性。在“三項結合”的基礎上針對儲層敏感性特點及地面水質狀況，通過室內實驗評價，形成了適應不同開發(fā)單元的緩速土酸、緩速復合酸和深部解堵等 3 類酸化配方系列，創(chuàng)新了

8、 PWAE增注技術。 2009 年來共實施增注 39 井次，施工前平均試擠壓力 35.8MPa，酸化后平均頂替壓力下降到 26.3MPa，下降了近 9.5MPa，日注由 2.7 方/ 日提高到 32.5 方/ 日，累計增注 11.97 萬方。3.2優(yōu)化小配方解堵工藝，提高單井產能2009 年以來，史深 100 單元實施酸化解堵 17 井次，有效率達 85.0%，累計增油 0.75 萬噸，平均單井化工用料費用由 08 年的 4.5 萬元降到 1.93 萬元，解堵噸增油費用為壓裂噸增油費用的 41.6%。如史 3-4-12 井措施前低產低液，分析認為該井炮眼附近存在垢類機雜堵塞。采用“酸、洗、泡、

9、排”負壓解堵工藝，清除井筒及炮眼的機雜及垢類疏通滲流通道，酸化施工壓力由 31MPa降至16MPa，9 月 28 日開井后日油能力由 0.6t/d 上升到 9.9t/d ，日增 9.3 噸，累增油 1656t ，增油效果顯著。3.3開展低滲透水竄治理試驗攻關，突破高壓注氮調剖技術瓶頸針對油層高溫、高礦化度常規(guī)堵劑適應性差的特點，首次在高壓低滲透油藏開展氮氣泡沫調剖，利用泡流體 “堵大不堵小，堵水不堵油”的特性來調剖，解決層間水竄問題。為克服注氣壓力高的難題，我們改進技術思路，改氮氣連續(xù)注入為水氣交替注入，并加入一定濃度發(fā)泡劑進一步改善調剖效果。三、主要效果1. 區(qū)塊穩(wěn)產基礎明顯加強區(qū)塊注采對應率由67.5%上升到 71.4%，水驅儲量控制程度由60.4%提高到64.8%。由遞減法標定采收率，區(qū)塊采收率由17.7 提高到 19.8%。2. 區(qū)塊產量開發(fā)形勢明顯變好史深 100 斷塊通過精細管理，日液水平由436 t/d上升到 546t/d ，日油水平由 327 t/d上升到 363t/d ，動液面由 1625m恢復到 1572m，日注水平由1124m3/d 上升到 1277m