塔里木油田单井注水吞吐试验研究

塔里木油田单井注水吞吐试验研究

塔河油田系的储层空间主要为裂缝、溶蚀孔、溶蚀孔和大孔，局部区域的定容体发育。钻遇定容体的油井在生产初期生产能力较高,但由于储集体与外部不连通,在开发中得不到能量补给,短时间内产量递减很快,致使开发效果差,经济效益低下。2003年,在T707井进行低压注水先导性实验,恢复了部分产量。以此为基础,并结合多井现场情况以及地质资料,提出了单井注水吞吐采油的构想。2004年2月通过对TK723井的修井作业发现,部分油井在修井过程中,出现漏失严重的现象,于是对该井进行压井。所用压井液的液量巨大(注入量高达7270.1m3,排出液量仅4633.1m3,漏失量达到3353m3)且在压井过程中,出现井涌的现象。修井完成后,该井产量出现明显增加。2005年4月在塔河油田进行了单井注水吞吐试验,取得了较好的经济效益,得到一些认识。通过单井注水吞吐提高了定容油藏无能量补充井的采收率,进而提高整个油田的开发效果。1中—地质概况塔河油田奥陶系油藏属于具有底水的碳酸盐岩岩溶缝洞型重质油藏,由于多期构造作用及多期古岩溶旋回的叠加改造影响,形成了以孔、洞、缝为储渗空间,以非渗透性或低渗透性的基质岩块为遮挡的复杂的、非均质性的、随机分布的岩溶缝洞网络系统。中—上奥陶统为含有大量陆源碎屑岩的混积沉积,除良里塔格组下部灰岩段外,大多不具备岩溶发育的基本条件。下奥陶统为碳酸盐台地沉积,是发育较纯的厚层碳酸盐岩,为岩溶发育的有利层位。其后的多次构造运动和全球海平面的变化,下奥陶统碳酸盐岩曾多次暴露和淹没,从而发生多期岩溶作用。岩溶作用,造成局部发育定容体油藏。钻遇定容体的油井,在生产初期产能较高。但由于储集体与外部不连通,在开发中得不到能量补给,短时间内产量递减很快。根据油藏驱动类型划分标准,塔河油田定容油藏属于封闭型未饱和油藏。2单井“教育层”水渗透膜开采规律油藏物质平衡方程通式为:根据塔河油田单井注水吞吐主要针对底水能量弱的井的实际情况,可作如下简化:NPBO=NBOiCoΔP+WinjBw-WpBw(2)由(2)式可以看出,对于封闭的缝洞单元,注水可以增加右边的前两项,使压力升高。补充地层压力损失,将必然导致累积采油量的增加。通过不断的试验,结合地质资料以及理论研究认为:在一个溶孔、溶洞发育的定容单元油藏内,油水自然分异,弹性驱动是油藏开采的主要动力。在开采过程中,无外界能量补充,产能会逐渐下降,开发效果变差。单井注水吞吐通过注入盐水到地层里,一方面在焖井过程中,利用重力分异的原理,使油水不断置换,抬升油水界面,增加原油采出量,提高采出程度;另一方面,通过注入水恢复地层压力,为原油的采出提供了能量,然后对油藏进行开采,直到能量耗尽,再进行第二轮注水,逐步提高油藏采收率。3系统影响经营效果的因素通过对储集体类型、钻遇溶洞在裸眼井段部位、投产初期产能、含水级别、累计产出、底水能量、原油物性等方面资料进行系统分析,影响注水替油效果主要因素,是储集体类型和底水能量。其中以井眼直接钻遇溶洞、生产中表现明显的是定容特征的井,注水替油效果最好;而未直接钻遇缝洞的井,绝大多数注水替油效果较差;凡是前期表现出有底水沟通,含水上升较快的井,注水替油效果一般比较差,而原油物性对注水替油效果没有明显影响。3.1日增油能力下降,钻井效率较统计了19口注水替油井钻遇情况。其中8口井在钻井过程中,有放空漏失,注水替油后措施有效率100%。日增油能力410t,日增油能力大于20t的有8口,高效率100%。钻井中无放空漏失情况,未直接钻遇溶洞的井有24口。注水替油后日增油能力115t,措施有效率83%。还有日增油能力大于20t的有4口,高效率16.6%。直接钻遇溶洞井注水替油效果较好,而未直接钻遇溶洞井效果差,这说明:依靠重力分异实现油水置换需要一定的流通通道。垂直缝洞比水平缝洞更利于注水替油。3.2暴性水传统井底水能量充足井,一般位于缝洞系统发育的有利部位,与大的水体有沟通,在开发动态上表现为:初期产能高,见水后含水上升快,有的出现暴性水淹。此类井连通水体大,见水后,油水界面已经上升到井底,注入水可能沿水道进入下部水体。其注水不起压,是注水替油效果差的重要原因。底水能量不足井,一般位于相对封闭的缝洞体。地层水主要为层间水和层内水,开发动态上表现为:产能递减快,含水上升缓慢或呈波状起伏。此类井高含水表明,井底油水界面高,近井含水饱和度高。因此,不含水井、低含水井,注水替油有利,中高含水井,注水替油不利。3.3浇注前后采出量8口注水替油效果较好的溶洞型油井,初期产量可以划分为3个级别。日产油大于100t的较高产能井有3口,初期产量小于50t的较低产能井有3口,初期产能在50t～100t之间的有2口,3个级别基本上是均匀分布。从实施注水替油效果统计结果来看,初期产量高或低对注水替油效果,没有直接影响。19口井注水替油前累计采出,可以分为3种类型,一是采出低于1000t的特低采出井,二是采出在1000t～5000t之间的低采出井,三是采出在5000t～10000t之间的中等采出井。其中特低采出井有3口,日增油水平大于20t的有1口,占33%,低采出井有9口,日增油水平大于20t的有4口,占44%,中等采出井有7口,日增油水平大于20t的有5口,占71%。目前,所有高采出井,尚未完成1个完整的注采周期,但从趋势来看,注水替油效果较差。注水前采出量中、低的井,替油效果较好,特低采出和高采出井,实施井少,还难以定论。注水前采出量,在一定程度上,反映了储集体大小、底水能量是否充足。注水前弹性能量采出量的高低,主要有3个方面因素:控制储量、储层物性、流体性质。特低采出井,前两个因素对注水替油效果都是负面影响;而注水前采出很高的井,很多情况是缝洞体特别发育且与底水沟通,这种情况是不适合注水替油的。3.4井眼直接钻特点从注水替油机理与实践结果分析发现,单井注水替油效果差别较大的主要原因,体现在储层的差别和能量的不同。井眼直接钻遇溶洞、定容特征明显、中低采出、低含水井,注水替油较好。通过分析和实践,初步形成了塔河碳酸盐岩缝洞型油藏,注水替油选井选层条件(表1)。4单井注水技术方案4.1水密度差的影响试验中注入方式,采用正注、反注;注入介质采用清水或盐水。通过前期的试验,采用反注重盐水效果较好。重盐水进入地层后,由于油水密度差较大,有利于油水重力分异,而且一般不会对地层造成污染。注入方式的选择要遵循以下几点:(1)对于机抽井,考虑到井筒中泵的影响,只能采用反注的方式。(2)对于掺稀自喷井,考虑到井筒内的稀油,正掺稀油井采用反注的方式,反掺稀油井采用正注方式。(3)对于自然自喷井,采用正注和反注方式均可。注入压力要能够满足油井井口装置的承压范围,以保证生产的安全。4.2单井浇注阶段注水量要根据地层能量的亏空程度来确定。在注水过程中,压力变化分为3个阶段:第一阶段,注水回填阶段,该阶段注水主要填补地层中一些空的空隙空间,该阶段的注入压力不随时间变化;第二阶段,注水回补前期亏空能量阶段,该阶段地层压力随时间上升缓慢,在注入速度不变的情况下,压力随时间线形增长;第三阶段,注水储能阶段,该阶段注入水量以弹性压缩的方式,将能量储存于水中,继而将能量传递给油层。在注入速度不变的情况下,压力随时间快速地作线形增加(图1)。•注水井首次注水在现场施工中,取得了一些计算注水量的经验公式。在单井注水生产过程中,注水量分为两部分。式中Q1——首次注水量,m3;Q0——注水井前期累计产液量,m3;N——现场经验系数,取值2～4。•后期注水式中Q2——后期注水量,m3;qt——周期累计产液量,m3;t——注水周期数。4.3关井循环时间的确定注水吞吐生产周期包括:注水之后的关井时间和正常生产时间。通常,注完水,关井时间的长短,直接影响到正常生产时间的长短以及原油采出量的多少。关井时间长,油水在地层中的分异时间长,分异效果就好。但在经济上,却不合算。对于注水吞吐井注水后,关井时间长短的确定,在第一周期,应尽可能延长其关井时间,以得到较为全面的数据,观察油、套压的变化规律(油压稳定在一定范围内,就可以准备开井生产,特别是压力变化的拐点值和时间)。在后面的注水周期,可根据第一周期生产数据确定,但需要在实际操作中,根据现场的情况进行调整,以实现周期采油量达到最高为目的(图2)。由图2可以看出,在关井焖井阶段,地层原油和注入水,通过重力分异发生置换,抬升了油水界面高度,增大了井筒附近的含油饱和度。随着关井时间的延长,井口压力逐渐上升并最终达到平稳,表明地层油水充分分异置换。5理解和建议5.1水井注意事项(1)单井注水吞吐主要利用重力分异原理,抬升油水界面并补充地层能量,利用流体压缩产生的弹性能量作为驱动能量。(2)注水吞吐油井要选择在钻井过程中,直接钻遇溶洞或者由于油井附近裂缝较发育沟通溶洞、储集体定容封闭特征明显、初期产量较高、含水率较低的井,注水吞吐效果较好。(3)注水方式要考虑到前期的生产方式,自喷井、机抽井一般采用反注,而掺稀井则可以采用正掺反注、反掺正注的方式。(4)注水吞吐生产井初期注入量一般为其注水开采前累计产液量的1/2～1/4之间。(5)注入液采用重盐水,由于油水密度差大,有利于重力分异。(6)注水完毕后,压力进行扩散,井口压力呈现先降后升的趋势。因此,适时选择压力回升时开井,也可使周期采油效果更好。(7)注水过程中泵压较高,导致注水量较少的井,注水周期采油量亦较少。这说明,储层物性差,不适宜注水吞吐采油,需要加砂压裂后,再进行注水吞吐采油。5.2地层水系统工艺设计的单井设计三(1)注