1 A区块水平井开发背景
1.1 基本地质特征
区块主要目的层为嫩四段黑帝庙油层, 嫩四段底面04反射层构造总体表现为向斜构造, 构造埋深为-1100m~-1550m, 油层中部埋深1560m, 地层倾角1.5°~2.5°, 正断层较发育, 断层延伸方向主要为北北西向, 断层延伸长度一般1~7km, 断距10~60m。
该区黑帝庙油层为浅湖泥坪相沉积, 砂体以大面积席状砂体形式存在, 储层岩性以粉砂岩和细砂岩为主, 油层厚度一般为2m~3m, 油藏类型为岩性油藏。
该区储层孔隙度一般为9.0~25.0%, 平均15.3%。渗透率一般为0.1~40m D, 平均10.2m D。碳酸盐含量一般为2%~30%, 平均6.7%。泥质含量一般为6%~14%, 平均9.5%。原油密度一般为0.8716 t/m3~0.8812 t/m3, 平均为0.8748t/m3。地层原油粘度为27.5m Pa·s, 凝固点为40℃, 含硫量一般为0.03%~0.24%, 平均为0.11%。
1.2 水平井开发部署
2011年针对黑帝庙薄油层部署A平1井开展水平井体积压裂开发试验, 投产初期日产油20t, 稳定日产油8.0t, 取得了良好的开发效果。
根据油藏工程研究成果, 该区设计水平井方位为南北向, 水平段长度为700m, 排距300m, 水平井A点间距500m, B点间距300m, 采用内插式五点法注采井网, 初期枯竭式开发, 后期逐步由反九点转为反五点进行补充能量开发。
1.3 水平井开发效果
2012年部署并完钻的水平井水平段长度平均为665m, 砂岩钻遇率平均为85.5%, 油层钻遇率平均为71.9%。采用多段多簇体积压裂技术进行储层改造, 有2口井在邻井压裂时出现套返, 常规射孔后直接投产。
水平井投产初期日产液14.5t/d, 日产油6.0t/d, 含水率58.6%, 生产6个月后平均产油量降到2.0t/d以下。生产1~2个月的5口井地层压力测试为13.5~16.9MPa, 平均为15.1MPa, 生产8~12个月的5口井地层压力测试为5.7~8.0MPa, 平均为6.7MPa, 枯竭式开发地层能量不足。
2 注水井组选取
⑴选择储层发育较好, 钻遇率较高, 油水井连通状况好的井组。⑵直接进行反五点注水试验, 形成集中注水试验区, 建立中心受效井。⑶选择常规射孔 (其它区块有较多复合射孔投产水平井) 和体积压裂投产水平井开展注水试验对比, 明确水平井不同投产方式的注采规律。⑷选择邻近采油井B端的井进行注水试验。⑸井况满足注水工程需求。
3 注水开发效果分析
3.1 水平井注入能力
A平17井2013年3月7段18簇压裂后直接撬装注水 (混注) , 日注水50m3, 注入压力稳定在16MPa, 至今累注水34883m3, 周围5口油井累加压裂液12519m3, 井组累产液19020m3, 累积注采比2.3, 目前日注水20m3, 目前注采比2.0。吸水剖面显示, 第二压裂层段吸水量占56.6%, 吸水不均匀。
A平9井2012年10月8段24簇压裂投产, 2014年4月开始注水 (两段分注) , 日注水量30m3, 注入压力稳定在5.5MPa, 目前累注水10208m3, 周围5口油井累加压裂液13277m3, 井组累产液15862m3, 累积注采比1.4, 2015年2月日注水量调减为15m3, 目前注采比1.5。
A平11井2012年8月常规射孔投产, 2014年4月开始注水 (两段分注) , 日注水量30m3, 到7月份注入压力迅速上升到16.5MPa, 油泵压力平衡, 注不进水, 累计注水1350m3, 累计注采比为1.0。
3.2 水平井注水试验效果
A平17井组中的A平28井自2014年5月开始日产液由2.1t上升到5.3t, 日产油由1.2t上升到目前2.3t, 含水率由42.8%上升到56.6%。黑H平26井自2014年2月日产液由2.8t上升到3.5t, 日产油由0.4t上升到目前0.5t, 含水率保持在85.7%。A平32和A平30井产液和产油也有所上升, 预测井组采收率提高1.1%。
A平9井组中的A平10井自2014年11月开始日产液由2.8d/t迅速上升到15.1d/t, 日产油由0.2t/d降为0 t/d, 含水率由92.8%上升到100%, 表现为水淹特征。注水井调减注水量两段轮注后, 采油井产液量下降, 其它采油井未见明显受效反应 (图1) 。
4 结语
⑴黑帝庙油层厚度小, 规模开发后地层压力下降快, 地层能量不足直接影响水平井的开发效果。
⑵体积压裂水平井注入能力好于常规射孔水平井。
⑶注水井注水6~12个月开始见效, 见效后日产油和含水率上升, 存在见效即淹现象, 目前两段分注工艺不能满足长水平段精细注水需求。
摘要：A区块2011年应用长水平段体积压裂技术在黑帝庙2~3m薄油层开发试验取得突破, 随后在A区块规模部署及实施, 投产后水平井产量递减快, 生产6个月后产量由6.0t/d下降至2.0t/d以下, 地层压力由15.1 MPa下降至6.7MPa, 为了提高水平井开发效果, 开展了水平井注水开发试验, 注水开发6~12个月开始见效, 形成了水平井注水开发的初步认识。
关键词：薄油层,水平井,能量补充,注水试验
参考文献
[1] 姜洪福, 隋军, 庞彦明, 等.特低丰度油藏水平井开发技术研究与应用[J].石油勘探与开发, 2006, 33 (3) :364-368
[2] 凌宗发, 胡永乐, 李保柱, 等.水平井注采井网优化[J].石油勘探与开发, 2007, 34 (1) :65-72.