大庆油田-海拉尔盆地呼和诺仁油田水敏储层注水开发技术研究

海拉尔盆地呼和诺仁油田水敏储层注水开发技术研究 周永炳  王春艳  樊晓东  刘转玲 (大庆油田有限责任公司勘探开发研究院) 摘  要：本文针对海拉尔盆地呼和诺仁油田贝301断块的强水敏储层，对三个开发试验井组进行现场试验研究后,优选出粘稳剂类型为5号，注入浓度可降至0.8%的注入方式。通过跟踪贝301断块强水敏储层注水开发试验，对开发 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 中的井距、开发层系和转注时机进行了深入研究，进一步确定出合理的开发技术界限。解决了强水敏储层的注水问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 ，初步形成了强水敏储层注水开发技术，为类似油田的高效开发提供借鉴。 呼和诺仁油田贝301断块位于内蒙古自治区呼伦贝尔盟新巴尔虎右旗贝尔苏木（乡）境内。构造位置属于海拉尔盆地贝尔湖坳陷贝尔凹陷包尔陶勒盖洼槽内呼和诺仁构造的呼和—2号构造。开发目的层为南二段上部和中部，油层埋深1110～1238m，地层厚度200m左右，平均有效厚度为30m，属近岸扇三角洲沉积，有效孔隙度主要集中在15.0～24.0%，平均为19.8%；空气渗透率0.1～328.4×10-3μm2，平均为44.79×10-3μm2，属于低渗透储层。 根据储层伤害研究资料，粘土矿物中强水敏性矿物蒙脱石和速敏性矿物伊利石、高岭石占主要成份，伊利石含量44.9%，高岭石含量31.0%，蒙脱石含量18.7%，储层水敏指数变化范围在0.53～0.96之间，平均值为0.79，属于强水敏储层。 海拉尔盆地已提交探明储量中有4660万吨属于强水敏储层油藏，呼和诺仁油田贝301断块水敏储层注水开发技术的研究，对这类储量的有效开发具有重要指导意义。 1  储层防膨技术研究 在贝301断块开展水敏性储层现场注水开发试验，通过优选粘土稳定剂类型，优化注入速度、浓度，探索水敏性储层注水开发的可行性，研究出适合水敏性储层的有效开发方法，为同类油藏的开发提供技术支持。 1.1  粘土稳定剂优选及注入参数确定 室内实验优选出粘稳剂类型为5、7号，注入浓度为1.5%，后降至0.8%的注入方式。选择在贝58-60、贝60-62、贝3-7 三个开发试验井组进行现场试验研究。 现场在贝58-60、贝3-7井组进行粘稳剂类型优选试验。贝58-60井组采用5号粘稳剂，初期注入浓度1.5%。初期注水压力6.3MPa，日注水40m3，至2004年底注水压力8.6MPa，日注水32m3。贝3-7井组采用7号粘稳剂，浓度1.5%，初期注水压力8.2MPa，日注水22m3。目前注水压力8.8MPa，日注水5m3。粘稳剂类型优选试验 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 明：5号粘稳剂较好。 贝60-62井采用5号粘稳剂，注入浓度降至0.8%，初期注水压力为7.03MPa，日注水34m3，期间注水压力8.5MPa，注入量11m3，经过酸化解堵日注入量恢复到30m3/d。粘稳剂降浓度试验表明：粘稳剂浓度可降到0.8%。 通过两年的评价，优选出粘稳剂类型为5号，注入浓度可降至0.8%的注入方式，推广到全区，目前整体区块开发效果较好。 1.2  现场试验效果 1.2.1  油层吸水能力好，注入压力缓慢上升，层段吸水比例较高 2004年4～6月份区块弹性能量开采结束后，转注了18口注水井，吸水能力较好，注入压力缓慢上升，层段吸水比例较高。全面转注时，初期采用3.0%的粘稳剂放大注水5天后，再采用3.0%的粘稳剂浓度巩固注水10天，最后改用0.8%的浓度注水，至2004年底，日注水872m3/d，注入强度1.43m3/d·m，较初期都有所提高，注水压力5.0MPa。统计14口注水井的吸水剖面，265个小层，小层吸水比例为62.3%，砂岩厚度吸水比例为69.1%，有效厚度吸水比例为75.4%，油层吸水比例较高。 1.2.2  油井产液量、地层压力、流压有所回升 整个区块从4～6月份陆续转注后，周围油井已经见到一定的注水效果，产液量、地层压力、流压有所回升。从转注前6月份的日产液451t/d，上升到10月份的601t/d，流压从2.28MPa上升到2.76MPa，地层压力从4.25 MPa上升到5.14MPa。其中，地层压力上升最明显的是贝3-6、贝50-58井，从4.92MPa、3.84MPa上升到9.01MPa、8.29MPa。统计注水井周围的21口采油井的产液剖面，182个小层，有效厚度669.1m，小层产液比例达到70.9%，有效厚度产液比例为81.0%，纵向上，油层动用程度较高。 2  合理开发技术界限研究 通过试验动态和进一步油藏工程研究，确定出贝301断块合理的开发技术界限。方案实施后，初期采油速度3.89%，解决了强水敏储层的注水问题，初步形成了强水敏储层注水开发技术，达到了高效开发的目的。 2.1  合理井距 利用单井控制经济极限储量法, 对经济极限井网密度进行研究，按油价20美元/桶计算，评价期内经济极限井网密度为28.43口/km2，经济极限井距为188m。 根据投入产出关系导出的俞启泰综合经济 分析 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 法，对合理井网密度进行研究： 式中：a—井网指数（根据实验或经验公式求得），ha/井；ID—平均一口井的钻井投资（包括射孔、压裂等），元/井；IB—平均一口井的地面投资（包括系统工程和矿建等），元/井；sb—经济最佳井网密度，ha/井；N—原油地质储量，t；Vo—评价期间平均可采储量年采油速度，小数；T—投资回收期，a；No—驱油效率，小数；C—原油商品率，小数；L—原油销售价格，元/t;P—原油成本，元/t；A—含油面积，km2；r—投资贷款利率，小数；sm—经济极限井网密度，ha/井。按油价20美元/桶考虑，合理实用的井网密度是26.2口/km2，合理实用经济极限井距为195m。 从贝301断块注水开发试验井组试验效果看，250m井距井组只有贝301井见到了一定的效果，且这口井压裂过；300m井距井组没有见到注水效果。全区在4～6月份投注后，到10月份，油井基本上全部见到一定的注水效果。同时，本地区3口井试井解释测试半径为222.4m。 贝301断块构造高部位有效厚度大，而低部位有效厚度小，且构造低部位有边水能量可利用，因此，原则上贝301断块构造高部位采用200m井距进行开发，在构造低部位采用250m井距进行开发，单井控制储量均高于单井经济极限储量9.04×104t，即构造高部位可以适当缩小井距，构造低部位适当放大井距，采取灵活方式布井。 2.2  合理开发层系划分 贝301断块目的层井段内有6套砂岩组10多个油层，上、中部油层分布不均衡，构造高部位上、中油层组均发育一定厚度的油层，统计构造高部位的25口井，上部油层钻遇有效厚度平均17.9m，中部油层钻遇有效厚度平均为28.8m，可进行分层系开发。且南屯组中、上部油层组之间具有10m左右的泥岩隔层，具备分层开采的必要条件。构造低部位上部油层较发育，采用一套层系开发。 2.3  合理转注时机 贝301断块饱和压力为3.69MPa，弹性采收率为2.39％，弹性能量中等；溶解气能量也比较有限；油藏边部分布着广泛的边水，边水能量相对较高。该区块油层虽然有效厚度较大，但储层非均质性严重，平均水平空气渗透率小，且有泥岩隔层，重力排驱开发油田的采油速度不能满足产能建设需要，因此，重力能量只能在 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 油水井别时局部考虑应用。 由于贝301断块存在一定的天然能量，因此，利用数值模拟技术对比天然能量开采0、3、6、9、12个月后转为注水开发五种方案，从10年采出程度上看，天然能量开采6～9个月后转注水开发最好，12个月后转注地层压力下降较大，恢复不到原始地层压力附近。因此确定，贝301断块天然能量开发6个月后转为注水开发油井流动压力降到饱和压力的80%（2.9MPa），再进行注水开发。 2.4  合理油水井数比 合理的油水井数比，就是指在油田注水井和采油井的井底流压一定、开发总井数一定的条件下，油田能获得最高产液量的采油井和注水井的井数比。根据吸水采液指数平方根法，当总井数一定、注采压差一定时，根据物质平衡原理，在注采平衡条件下合理注采井数比计算如下式： 式中：Jw—比吸水指数，m3/d·m·MPa；Jl—比采液指数，m3/d·m·MPa。 现场注水近6个月，比吸水指数和比采液指数基本上稳定，比吸水指数为0.95m3/d·m·MPa，比采液指数为0.16t/d·m·MPa。经计算，合理油水井数比为2.2。 2.5  合理注入压力 根据国内外油田开发的实践经验，井口注入压力的合理上限应当低于导致井底油层破裂时的井口压力。因此，原则上把导致油层破裂时井口压力作为注水井的可操作最高工作压力。 根据呼和诺仁油田贝301断块探明储量内3口压裂试油井资料统计，油层破裂压力为20.6MPa，使油层破裂时的井口压力为8.8MPa。即贝301断块的最高注入压力应不超过8.8MPa为宜，应控制在破裂压力的90%左右（7.92MPa）。 2.6  合理流动压力 低渗透油田油井采油指数小，为了保持一定的油井产量，一般需要降低流动压力，放大生产压差。但如果流动压力低于饱和压力太多，会引起油井脱气半径扩大，使液体在油层和井筒中流动条件变差，对油井正常生产造成不利影响。据李道品等研究，合理流动压力应当在饱和压力的2/3左右，贝301断块饱和压力为3.69MPa，合理流动压力为2.3MPa. 油井的流动压力受多种因素的影响，对于抽油井，影响因素更多，其中，判断其是否合理的一项主要指标是泵的吸入口压力 是否合理， 过低，液流中气液比（G）过大，将严重影响泵的工作效率。泵的吸入口压力可用下式计算： 式中： —泵吸入口压力，MPa；G—气液体积百分比；T—油层绝对温度，K；Z—天然气压缩系数；Sgi—原始溶解气油比，m3/t；Sg—吸入口压力下的溶解气油比，m3/t；Bo—原始体积系数；WOR—水油比。 根据一般经验，以气液比不高于20%为界限，利用本油田的高压物性资料计算出的泵吸入口压力理论值为2.7MPa。 根据以上论述，合理流动压力应控制在2.7MPa，才能使油田获得最好的开发效果。目前，贝301断块的流动压力已经是2.76MPa，比较合理，可采用换大泵或调参进行流动压力的调整。 3  结  论 1、现场试验优选出粘稳剂类型为5号，注入浓度可降至0.8%的注入方式，建议下一步进一步开展降浓度试验，提高经济效益； 2、开发方式采取井距200～250m灵活布井方式，在构造高部位厚油层分两套层系开发，弹性开采6个月转入注水开发；