海上注水油藏优势水流通道识别技术研究及应用.pdf
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1、2023年第9期西部探矿工程*收稿日期:2022-09-15修回日期:2022-09-28第一作者简介:陈凯(1987-),男(汉族),山东诸城人,高级工程师,现从事油气田开发技术研究工作。海上注水油藏优势水流通道识别技术研究及应用陈凯*1,姚为英1,李勇锋2,秦欣1,张强1(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司,天津 300452;2.中海石油 中国 有限公司深圳分公司,广东 深圳 518000)摘要:针对海上注水油藏优势水流通道识别难题,考虑海上油田开发井数少,资料有限的情况,以EP油田主力油层21#层为例,通过综合分析储层高渗条带、泥质含量、流体性质等地质特征,结合注水井注入压力
2、随注水量变化、油井水油比双对数曲线等动态特征,以及少量的示踪剂测试数据和自主研发的评价软件进行综合研究,较好地识别出了储层优势水流通道,可以为海上注水油藏优势水流通道的识别提供指导与借鉴。关键词:海上油藏;优势水流通道;高渗条带;水油比导数;示踪剂测试中图分类号:TE34 文献标识码:A 文章编号:1004-5716(2023)09-0091-04砂岩油田注水是目前最常用的开发方式,但部分中高孔、中高渗砂岩油藏的胶结方式多以泥质为主,且较疏松,非均质性严重,油水粘度比大,经过长期高速注水后,注入水会沿着渗透率、含水较高的通道水窜并使原有孔径扩大,导致低效或无效注水循环,即形成优势水流通道1-5
3、。优势水流通道会造成开发成本上升,生产效益下降,因此在注水油田开发中后期必须对优势水流通道开展研究和治理,提高油田采收率。海上油田以生产平台为依托进行油田开发,井数少,井距大,储层认识有限,油井的测试及治理措施成本也远远高于陆地油田,因此,需要综合静动态分析认识,结合少量的测试资料,引入数学优化算法来开展研究,最终解决海上注水油藏优势水流通道识别难题。1目标油田地质油藏特征目标区块EP油田位于中国南海珠江口盆地东部海域,构造为一平缓断背斜,油层主要分布在新近系中新统韩江组,厚度2.014.9m。三角洲前缘沉积,发育水下分流河道、河口坝和席状砂微相。岩性主要为细中粒长石石英砂岩,泥质含量较高。测
4、井解释平均孔隙度19.7%30.6%,渗透率6.2701.2mD,属于中孔、中渗油藏。地层原油密度 0.91600.9347t/m3,原油粘度111.18277.77mPas,为重质稠油。目前油田主要动用层位为主力油藏 21#层,该层为边水油藏,井距 300500m,截至目前,油井共13口,以水平井为主,4口注水井为定向井。注采井组受效关系如表1所示。2优势水流通道识别研究目前优势水流通道的研究技术主要包括地质研究、动态分析及现场测试等方法6-10,结合EP油田实际生产情况及资料数据,主要通过对油藏高渗带、岩芯、泥质含量、流体性质等地质特征分析,研究21#层是否存在形成优势水流通道的潜在因素;
5、然后根据注水井注入压力随注水量变化、油井水油比双对数曲线等动态特征,定性判断优势水流通道形成特征;最后结合示踪剂测试数据和自主研发的评价软件进行研究。综合以上多种技术方法来尽可能精确地刻画优势水流通道。2.1天然因素分析(1)高渗条带。21#层储层物性较好,注采井间存在高渗条带。以A14注采井组为例,注水井A14与采油井A3H在1小层中上部存在明显渗透率高值段,该段储层渗透率大于500mD,为高渗层,判断井间易形成优势流动通道。(2)出砂分析。该油田岩芯疏松,在取芯完成后,需要采用灌环氧树脂的机械固定法进行保存。油田地表1EP油田21#层注采井组情况简表油藏21#注水井A14A20A22A23
6、受效井数4343受效油井A3H、A6M、A24H、A9H1A2H、A4H、A6MA16H、A17H、A24H、A9H1A5H、A16H、A9H1912023年第9期西部探矿工程层 原 油 密 度 0.91600.9347t/m3,原 油 粘 度 111.18277.77mPas,为重质稠油,携砂能力强。另外,油田储层泥质含量高,如A14井21#层泥质含量大于15%。综合以上因素,再结合注水长期冲刷,极有可能形成优势水流通道。油田投产前探井DST 测试表明各层均有出砂迹象;油田生产过程中,虽然大部分生产井采取优质筛管、ICD控水筛管、砾石充填等防砂措施,防砂效果较好,但也有少量井有出砂现象。这些
7、都是优势水流通道形成的潜在因素。2.2注采动态研究(1)注水井特征。注水过程中,一般来说注入量越大,注入压力越大。但随着注水时间变长,在注水量保持稳定的情况下,注入压力会逐步下降,而且在注入水突破并形成优势水流通道时,注入压力的下降曲线会明显变陡,因此可从注水井的动态曲线来定性判断是否形成优势水流通道。A14井于2018年3月16日投注,如图1所示。在注水初期,随注水量增大,泵出口压力缓慢下降,相对比较平稳。但在2019年1月,随日注水量提高,注入压力下降趋势变大,因此判断A14井组初步形成优势水流通道。从2019年8月9日开始,现场检测发现3口注水受效井 A3H、A6H、A13H 有硫化氢,
8、最高 1600ppm 左右,分析成因为ZJ2-17层地热水导致,因此A14井逐步降低注水量,并与A20井轮流间歇注水,最终通过在油井端加入除硫剂解决。在2021年2月调整井A24H投产后,A14井逐步提高注水量,同时还为A20井注水提供水源,因此泵出口压力也不断上升。注水井A20于2019年4月投注,注水动态曲线如图2所示,在分层配注前,随注水量不断增大,泵出口压力缓慢降低,没有出现优势水流通道的特征。分层配注后,泵出口压力明显升高,属于正常生产现象。后期因压力计故障,无泵出口压力数据。注水井A22、A23井均于2021年9月投注,注水动态曲线如图3和图4所示,没有出现注水量不变或增大的情况下
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