復(fù)雜壓力系統(tǒng)油藏油井出水機(jī)理研究

趙傳峰,侯吉瑞,吳振華

(1.中國石油大學(xué)(北京)提高采收率研究中心,北京昌平102249;2.中國石油吐哈油田分公司溫米采油廠)

復(fù)雜壓力系統(tǒng)油藏油井出水機(jī)理研究

趙傳峰1,侯吉瑞1,吳振華2

(1.中國石油大學(xué)(北京)提高采收率研究中心,北京昌平102249;2.中國石油吐哈油田分公司溫米采油廠)

吐哈溫米油田的主力產(chǎn)層三間房組儲層是一個多壓力系統(tǒng)的復(fù)雜斷塊油藏。由于對該斷塊的壓力系統(tǒng)認(rèn)識不清,部分油井異常出水。為了提高堵水措施的針對性和成功率,需要分析清楚該井出水層位和出水規(guī)律。通過從含水率、產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、氣油比及產(chǎn)出水水質(zhì)等方面,認(rèn)清了出水層位、出水機(jī)理以及溫西一塊多層油藏壓力系統(tǒng)。分析認(rèn)為,WX1-42c井的主力產(chǎn)層S層與S、S和 S層不屬于同一個壓力系統(tǒng),S層更是一個高壓純水層。S、S和S層的當(dāng)前地層水不是原始地層水,而是原始地層水與先期注入水的混合水。鑒于目標(biāo)井的異常出水不是由注入水竄流而是由射開水層所致,建議對S、S和S層采取封層措施,使油井恢復(fù)正常生產(chǎn)。

出水機(jī)理;堵水;出水水質(zhì);吐哈溫米油層

吐哈溫米油田的主力產(chǎn)層三間房組儲層是由褶皺作用和溫西1南逆斷層遮擋而形成的斷背斜圈閉及油氣藏。該儲層從上到下分為 S1、S2、S3和 S4四個油層。其中S1和S3為主力產(chǎn)層。S1細(xì)分為單砂體 S、S和 S,S3細(xì)分為單砂體 S、S和 S。主力單砂體為 S、S、S和 S。WX1-42c井是位于溫米油田溫西一塊南端構(gòu)造中部的一口側(cè)鉆油井。該區(qū)塊位于鄯善縣七克臺鎮(zhèn),被兩條近似平行的走向?yàn)楸睎|-南西的斷層所挾持。地下原油粘度僅為0.7 mPa·s,地層水為 NaHCO3型,礦化度在 4793～8470mg/L之間。

溫西一塊于1993年5月開始投產(chǎn)。WX1-42井于1993年6月投產(chǎn),采S層出水,12月補(bǔ)孔SSS轉(zhuǎn)注,2002年2月補(bǔ)孔 S注水。2005年10月側(cè)鉆WX1-42c井,完井井深為2815m,目前的塞面為2798.01m,最大井斜36°,井段深度為2014.44～2815.00m,造斜點(diǎn)深度為2039.49m,造斜方位角為 318.85°,固井質(zhì)量合格。WX1-42c井從2005年11月射孔 S投產(chǎn)開始低含水采油期后,依次補(bǔ)孔S、S、S,至2008年12月進(jìn)入特高含水期,被迫關(guān)井,急需采取堵水措施。為提高堵水措施針對性和成功率,需要深入分析該井的出水規(guī)律。

1 油井生產(chǎn)歷史

根據(jù)含水率變化趨勢,可將WX1-42c井的生產(chǎn)歷史分為五個階段。

第一階段從2005年11月至2006年12月(圖1中①)。在該階段,對S射孔投產(chǎn),油井含水率基本維持在7%左右。第二階段從2006年12月至2008年3月(圖1中②)。在該階段,補(bǔ)射 S和 S,與 S合采,油井含水率突升至65%左右。第三階段從2008年3月至 2008年 9月(圖 1中 ③)。在該階段,補(bǔ)射S,然后下泵合采所有射開層,油井含水率高達(dá)99%。第四階段從2008年9月至2008年10月(圖1中④)。在該階段,對 S、S和 S進(jìn)行丟手卡封,單采S,油井含水率降至85%左右,但10月末又升至99%。第五階段為2008年12月(圖1中⑤)。第四階段結(jié)束后,油井關(guān)井一個月,至12月封隔器解封,日產(chǎn)液量上升至 37t/d,含水率增至98%。第五階段之后油井處于關(guān)井狀態(tài)。

圖1 生產(chǎn)階段劃分

2 油井出水規(guī)律分析

WX1-42c井的完井質(zhì)量和井身狀況良好,不存在管外竄槽或套漏的可能,因此,問題的根源在于產(chǎn)層,需要根據(jù)含水率、產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、生產(chǎn)氣油比、產(chǎn)出水水質(zhì)等指標(biāo),分階段分析出水規(guī)律。

2.1 第一階段

(1)含水率、產(chǎn)液量及產(chǎn)油量。WX1-42c井在第一階段單采S層。第一階段的含水率基本維持在7%左右,說明產(chǎn)出的是地層水,而不是注入水。月產(chǎn)液量從初期的432t逐漸降低至139t,月產(chǎn)油量從初期的300t降至120t(見圖2),表明地層壓力逐漸降低。

圖2 第一階段月度生產(chǎn)曲線

(2)生產(chǎn)氣油比。在第一階段,油井的生產(chǎn)氣油比初期低于100m3/t,然后增加到超過200m3/t,之后又降至100m3/t左右(見圖3),出現(xiàn)一個明顯的峰值,符合溶解氣驅(qū)的特點(diǎn)[1-3]。在此過程中,地層沒有外來能量補(bǔ)充。從生產(chǎn)氣油比來看,該階段油井的產(chǎn)出水應(yīng)該是地層水。

圖3 第一階段生產(chǎn)氣油比曲線

(3)產(chǎn)出水水質(zhì)。根據(jù)水質(zhì)分析結(jié)果,地層水屬于NaHCO3型,氯離子含量和總礦化度較低;注入水屬于CaCl2型,氯離子含量和總礦化度很高;該階段的產(chǎn)出水屬于CaCl2型,氯離子含量較高,但總礦化度在地層水和注入水之間。產(chǎn)出水中的氯離子含量呈現(xiàn)出與油井含水率變化相一致的趨勢(見圖4)。由此判斷產(chǎn)出水應(yīng)該是地層水和注入水的混合水。

圖4 第一階段含水率與產(chǎn)出水中氯離子含量對比

(4)油井出水規(guī)律。油井含水率以及生產(chǎn)氣油比的變化特點(diǎn)表明油井產(chǎn)出水為地層水,而產(chǎn)出水水質(zhì)分析表明產(chǎn)出水為地層水與注入水的混合物。兩種分析結(jié)果之間似乎存在矛盾,但其實(shí)并不矛盾。

考慮到在WX1-42c井投產(chǎn)之前,周圍已經(jīng)存在多口注水井和生產(chǎn)井,在地層中已經(jīng)形成了一定的注采關(guān)系,改變了地層中的流體分布,因此目標(biāo)井投產(chǎn)時的地層水已經(jīng)不是原始地層水,而是原始地層水和前期注入水的混合水。由于目標(biāo)井投產(chǎn)后,周圍的注水井已全部關(guān)井,在此期間地層并沒有得到外來能量的補(bǔ)充,所以根據(jù)含水率和生產(chǎn)氣油比的變化特點(diǎn)可以認(rèn)為,油井產(chǎn)出水為當(dāng)前的地層水,也即原始地層水和前期注入水的混合水。由此判斷,不同指標(biāo)的分析結(jié)果之間并不矛盾。

2.2 第二階段

(1)含水率、產(chǎn)液量及產(chǎn)油量。WX1-42c井在第二階段合采 S、S和 S層。在補(bǔ)射 S、S后,由于生產(chǎn)厚度的增加,油井產(chǎn)液量從第一階段末的168t升至400t,之后由于地層壓力降低,產(chǎn)液量又降低并維持在260t左右(見圖5)。但在產(chǎn)液量比第一階段增加的同時,第二階段三層合采的月平均產(chǎn)油量(98t)比第一階段單采S層(219t)下降較多,考慮到 S和 S是初次投產(chǎn),因此可以判定 S和S層的壓力要比S層高很多,這兩層的投產(chǎn)對S層的正常出油造成了很大的干擾。

在第二階段,油井含水率先是驟升至75%,然后降低并在一年內(nèi)維持在65%左右(見圖5),并沒有呈現(xiàn)出明顯的上升趨勢,可以判斷S和S層的含水飽和度遠(yuǎn)比S層高。該階段產(chǎn)出水仍然是地層水,而且主要是S和S層的地層水。

圖5 第二階段月度生產(chǎn)曲線

(2)生產(chǎn)氣油比。在第二階段,油井的生產(chǎn)氣油比出現(xiàn)了兩個峰值(見圖6),與新射孔投產(chǎn)的兩個層位對應(yīng),符合溶解氣驅(qū)的特點(diǎn),說明地層沒有能量補(bǔ)充,油井在第二階段的產(chǎn)出水應(yīng)該屬于地層水。

圖6 第二階段生產(chǎn)氣油比曲線

(3)產(chǎn)出水水質(zhì)。根據(jù)水質(zhì)分析結(jié)果,該階段的產(chǎn)出水屬于CaCl2型,氯離子含量較高,但總礦化度在地層水和注入水之間。產(chǎn)出水中的氯離子含量呈現(xiàn)出與油井含水率變化相一致的趨勢(見圖7)。由此判斷產(chǎn)出水應(yīng)該是原始地層水和注入水的混合水。

圖7 第二階段含水率與產(chǎn)出水中氯離子含量對比

(4)油井出水規(guī)律。與第一階段類似,第二階段中油井含水率以及生產(chǎn)氣油比的變化特點(diǎn)表明油井產(chǎn)出水為地層水,而產(chǎn)出水水質(zhì)分析表明油井產(chǎn)出水為地層水與注入水的混合物。準(zhǔn)確地說,油井產(chǎn)出水為當(dāng)前地層水,也即原始地層水與前期注入水的混合水。S和S的初次投產(chǎn)就使油井進(jìn)入高含水期,因此這兩層的含油飽和度較低,對產(chǎn)油量貢獻(xiàn)不大,可以采取封層措施。

2.3 第三階段

(1)含水率、產(chǎn)液量及產(chǎn)油量。WX1-42c井在第三階段補(bǔ)射S層,合采 S、SS和S四層。在該階段,油井的月平均產(chǎn)液量激增至1000t左右,含水率暴升至99%,月平均產(chǎn)油量驟降為8.5t(見圖8)。綜合分析認(rèn)為,新投產(chǎn)的S層應(yīng)該是一個壓力遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于其它三個層位的高壓水層。該層的投產(chǎn)嚴(yán)重干擾了S層的正常出油,甚至可能出現(xiàn)倒灌現(xiàn)象。

圖8 第三階段月度生產(chǎn)曲線

(2)生產(chǎn)氣油比。與第二階段相比,第三階段油井的生產(chǎn)氣油比很低,且基本維持在24m3/t左右不變(見圖9),這與天然水驅(qū)的開發(fā)特點(diǎn)類似,表明地層有很強(qiáng)的能量補(bǔ)充,能夠抵消油井生產(chǎn)引起的壓力下降。考慮到該階段 WX1-42c井只是補(bǔ)射投產(chǎn)了S層,可以推斷S層是一個高壓層。

圖9 第三階段生產(chǎn)氣油比曲線

(3)產(chǎn)出水性質(zhì)。由于沒有該階段油井的產(chǎn)出水水質(zhì)分析資料,無法判斷產(chǎn)出水是地層水還是注入水。

2.4 第四階段

圖10 第四階段日產(chǎn)量變化曲線

2.5 第五階段

WX1-42c井在第五階段對封隔器進(jìn)行了解封,也即重新合采四個層位,因此產(chǎn)液量急劇增加,含水率升至99%(見圖1)。

3 結(jié)論

(4)鑒于目標(biāo)井的異常出水不是由注入水竄流而是由射開水層所致,建議對S、S和S層采取封層措施。

[1] L P Dake.Fundamentals of reservoir engineering[M].Amsterdam London - New YorkTokyo:ELSEVIER,1998:77-94.

[2] T Ahmed.Reservoir engineering handbook[M].Boston- London - Auckland - Johannesbourg -Melbourne-New Delhi:Gulf Professional Publishing,2001:718-736.

[3] L Cosentino.Integrated reservoir studies[M].Paris:Editions Technip,2001:182-194.

編輯:李金華

TE331.1;TE341

A

2010-10-12

趙傳峰,博士后,講師,1977年生,1999年大學(xué)畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)石油工程專業(yè),現(xiàn)主要從事調(diào)剖堵水油藏工程決策以及提高采收率技術(shù)方案優(yōu)化方面的研究。

國家科技重大專項(xiàng)(2008ZX05024-002-012)。

1673-8217(2011)01-0067-04