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标题 南二东高台子加密井开发效果的认识
范文 赵玉杰
摘要:从南二区东块GTZ油层综合治理研究实践入手,为探索GTZ油层特高含水期挖掘剩余油潜力、减缓含水上升和产量递减速度的有效方法。结果表明,综合治理后,砂岩产出厚度、产出有效厚度分别增加了7.6%和7.8%,油层动用程度得到改善,两类油层注水强度得到合理调整,水驱综合递减率下降,含水上升速度有所控制,GTZ区块增油效果显著。
关键词:GTZ加密效果
一、试验区概况
1.1开发概况
A、B区GTZ油层开发面积51.71km2,地质储量7069.4×104t,1987采用反九点法面积井网投入开发,油水井数比为3:1,1997年递减率达到了8.8%。1998～1999年进行了注采系统调整,采用隔排线状注水方式。该区块自然递减逐年加大,2001年自然递减率16.73%,2004年自然递减率19.15%;2005年4月份GTZ一次加密调整试验区在充分考虑了现井网特点及井网的后期利用,以及完善井网注水关系,改善原井网开发效果的基础上,一次加密井采取在基础井排上井间隔排布油、水井的布井方式,北起高163排南至高167排,西起萨大公路,东至高164-58与高167-59井连线以内作为加密调整试验区,新布井形成250×250m斜五点法面积井网,共布油水井28口,取得了较好的试验效果,从2007年开始GTZ一次加密井大面积布井,有效地减缓了油田递减。
1.2地质概况与油层沉积特征
(1)油藏构造特征。A、B区位于萨尔图背斜构造的南端,地层的倾角西翼较陡为10°,东翼较缓3.5°;在高Ⅰ顶构造图上共有4条断层,均为正断层,断距一般为15m,最大断距为88.4m。GTZ油层为统一压力系统,高Ⅰ组顶部油层埋藏深度在913.0m—1162.4m。平均原始地层压力10.99MPa,饱和压力8.93MPa,地饱压差2.06MPa。
(2)油层沉积特征。GTZ油层属于松辽盆地白垩系泉头组～青山口组一级复合沉积旋回的上部,为青山口组上部的二、三段沉积。根据岩性的变化规律,GTZ油层可进一步划分为两个二级反旋回,高四组～高三组为一个反旋回沉积,高二组～高一组为另一个反旋回沉积。南二区高一组上部部分砂体属于三角洲内前缘相沉积,河道砂不发育,呈坨状、窄条带状分布在席状砂中;其它油层大都属于外前缘相沉积,除少数层位发育有滨外坝砂体外,其余均以席状砂为主,沉积模式比较单一,依据砂体的分布特征可划分为稳定互层型和孤立薄层型两种模式。稳定互层型主要为席状砂大面积分布,尖灭区零散分布。孤立薄层型主要表现为席状砂零散片状、块状分布,尖灭区面积较大。解剖南二区东块GTZ油层,含油层段长190m左右,划分为3个油层组,20个砂岩组,70个小层,94个单砂层。平均单井钻遇砂岩厚度为51.1m,有效厚度为18.4m。见表1。

(3)油层纵向上分布特点。高一组和高二组油层在该块全区分布,砂岩厚度和有效厚度分别占全区厚度的67.1%和65.8%;高三组油层主要分布在本区的西部,在该块东部高三组油层主要为水层,大部分井点未钻穿,砂岩厚度和有效厚度分别占全区厚度的32.9%和34.2%。A、B区GTZ油层主要为低渗透薄油层,单层有效厚度在2.0m以上的层占平均单井钻遇砂岩厚度的7.4%;单层有效厚度在1.1m—2m占15.1%;单层有效厚度在0.5m—1.0m占21.8%;单层有效厚度在0.2—0.4m占22.2%;表外层发育,独立型表外层厚度占33.4%。有效渗透率大都在200×10-3μm2以下;表外层渗透率平均只有5.3×10-3μm2。
1.3剩余油在纵向上与平面上分布零散
剩余油纵向上在各油层组均有分布。剩余油主要分布在高Ⅰ-高Ⅲ组,其中高Ⅰ组剩余油砂岩厚度占55.8%;高Ⅱ组砂岩厚度占26.9%;高Ⅲ组砂岩厚度占16.7%;高Ⅳ组砂岩厚度占0.6%。
二、试验区效果
试验区块共布油水井28口,采油井20口(2口缓注),注水井8口。单井初期设计产能3吨,于2004年10月上旬完钻,于2005年3月下旬投产、投注。数值模拟预测产油量曲线表明,加密后全区开发效果得到了改善,通过数模预测原井网递减率明显减缓,加密后增油效果较好。
(1)实验区效果。试验区8口注水井,平均单井射开砂岩26.2m,有效3.8m,3月30日投注,平均单井日配注40m3,注水压力11.4MPa,目前平均单井配注84m3,日注水量76m3。20口采油井平均单井初期日产液34.1t,日产油4.1t,含水88.0%,沉没度418.3m。截止到2005年12月中旬平均单井产液28t,产油为3.5t,含水为87.4%,沉没度333m,基本达到了设计产能。到2005年12月底,GTZ老井自然递减率为-18.8%,达到了负递减。平均地层压力12.0MPa,总压差为0.65MPa。从实际开发效果来看,基本达到了方案设计要求。
(2)层系整体效果。2007年12月底,某队GTZ一次加密井投产油井27口,加上试验区块14口油井,合计41口加密井,同比正常井39口,投产初期日产液35.7t,日产油3.5t,含水90.2%,平均单井沉没度739.32m。由于油井投产先于水井,产出井投产后由于地层能量没有及时补充导致产量递减很快,后期随着注入井的逐渐投注及老水井上提方案,对新老采出井进行大量的参数调整试验,目前单井日产液保持在41t,日产油保持在3t的水平。
三、综合治理
3.1注水井治理
(1)利用加密调整的有利时机,以完善单砂层注采系统为目的进行注水井的综合调整。注水井的综合调整以搞好新老井注水量的合理匹配为原则,通过加强低含水饱和度场的注水强度,控制高水淹层的注水量,改变油井的来水方向,使注水量由老井向新井转移,以利于剩余油的挖潜和动用。
老井注水向新井转移,新井方案上调,老井方案下调
(2)进行了新老注水井注水方案的调整,在新水井没有投注而地层亏空的情况下,调整注水方案10口,其中老注水井方案下调2口,方案减水25 m3,新井投注后及时上调注水3口,方案增加80 m3,实注增加87m3,周围29口无措施井,产液量上升202t,产油量增加了12.1t。
3.2采出井治理
(1)充分利用加密后缩小注采井距的有利时机,对采出井进行综合治理。运用精细地质研究成果,寻找剩余油富集区,优选压裂方案.压裂层选择原则是:平面上已大面积水淹的三角洲内前缘相席状砂和三角洲外前缘相Ⅰ类砂体,由于注采不完善形成的剩余油富集区,三角洲外前缘相以薄差层和表外储层沉积为主的非主体席状砂,由于受主体席状砂平面及层间干扰形成的剩余油富集区,合计压裂老油井5口平均单井日增液32.5t,日增油4.5t。
(2)通过对老井进行补孔,达到充分挖潜剩余油的目的.实施老井补孔3 口井,1口井效果比较明显高164-553初期增液60t ,增油 5t,补孔层位为GⅢ7砂岩厚度1.2m,有效厚度为0m;GⅢ22砂岩厚度0.5m,有效厚度为0m;GⅣ2砂岩厚度2.6m,二类有效厚度为0.7m;GⅣ3砂岩厚度1.6m,二类有效厚度为0.3m;GⅣ3砂岩厚度1.0m,二类有效厚度为0.6m。
(3)运用精细地质研究成果,结合现场实际进行检换.共计检泵同时换大3口井,平均单井日增液16t,日增油0.9t。
四、结束语
通过综合治理开发,GTZ油水井注采关系逐渐完善,地层能量得到了有效的开发利用,GTZ区块增油效果显著,综合治理区地下形势表现为:原注水井注水量上升,产液量增加,产油量增加,递减率、含水上升速度得到有效控制。GTZ一次加密井的开发缩小了GTZ油层开采井距,有利于改善薄差油层的动用,加密调整后增加了可采储量、提高采收率幅度。◆
参考文献:
[1] 翟云芳.渗流力学[M].北京:石油工业出版社,1996.
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更新时间：2025/3/21 12:13:18