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贝16断块兴安岭油层注水状况差初步浅析
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内容提示：从贝16断块兴安岭油层注入现状着手,重点分析了影响贝16断块注水井注入困难的地质原因,从中找出解决贝16断块注水难的办法,为今后类似水敏油层注水初步积累了一定的经验｡
摘 要:从贝16断块兴安岭油层注入现状着手,重点分析了影响贝16断块注水井注入困难的地质原因,从中找出解决贝16断块注水难的办法,为今后类似水敏油层注水初步积累了一定的经验｡
关键词:贝16断块;兴安岭;粘稳剂;注水井
0 前言
贝16断块位于海拉尔盆地贝尔湖坳陷,属于贝尔凹陷东部断阶带的苏德尔特构造带,苏德尔特构造上部兴安岭油层,按岩性划分为Ⅰ､Ⅱ､Ⅲ和Ⅳ油组4个油层组共86个小层｡采用三套井网分别开发兴安岭Ⅰ､Ⅱ和Ⅲ-Ⅳ油组｡Ⅰ油组采用200-250m的不规则井网布井,反七点法面积注水方式开发;Ⅱ油组､Ⅲ-Ⅳ油组和德107-239井区则采用200m正方形井网布井,反九点法注水方式开发｡但由于油层水敏性,注水井完不成配注,有的注不进水,严重影响了区块的开发｡因此有必要对注入困难进行分析,从而找出解决的办法｡
1 注水现状
贝16断块兴安岭油层2003年8月投入开发,2004年11月份水井投注｡投注以来具有以下特点｡
(1)贝16断块兴安岭油层近一半注水井完不成配注方案｡
注水井开井6口,平均单井日配注24m3,注水压力10.0MPa单井累计注水3468m3｡顶破裂压力不吸水关井4口,完不配注1口,平均单井累计注水1782m3｡
统计5口注水井的吸水剖面,总计40个小层,小层吸水比例为32.5%,砂岩厚度吸水比例为38.2%,有效厚度吸水比例为36.7%｡从有效厚度分级看,随着有效厚度的增加,小层､砂岩厚度､有效厚度的吸水比例均增大,从表2可以看出,射开有效厚度>3m的层数为4个,占总井数的10%,吸水层数为2个,占>3m的总层数50%,这说明厚油层吸水好,而厚油层占油层总数比例小｡
3 注入困难原因初步分析
3.1 岩性复杂,储层强水敏且含凝灰质
(1)兴安岭各油层组水敏程度不一｡
(2)储层含凝灰质,存在水化现象｡
Ⅰ､Ⅱ油层组为火山碎屑和正常沉积碎屑之间的过渡岩石｡主要岩石类型有:沉凝灰岩､凝灰质砂岩､凝灰质砂砾岩等｡Ⅲ油层组为正常沉积碎屑岩｡主要岩石类型有砂砾岩､粗砂至细砂岩､细砂粉砂岩或不等粒砂岩｡Ⅳ油层组为火山碎屑岩,主要岩石类型:玻屑流纹质凝灰岩｡其岩性特点是:几乎全部由以玻屑为主的细小的火山灰组成,含少量长英晶屑､黑云母碎片和中性､酸性火山岩岩屑等｡
非偏碱性含凝灰质储层遇水稳定,不会分散;碱性和偏碱性含凝灰质储层对水非常敏感,在与外来水相遇时,很快就会发生膨胀,分散,失去稳定性｡
(3)凝灰质及粘土矿物含量的不同导致吸水不同｡
储层中粘土矿物含量达到14.2%～28.3%｡实验证明,水敏伤害是贝16区块主要的伤害类型,在兴安岭群Ⅰ､Ⅱ油组,储层中蒙皂石含量较高,粘土膨胀的影响较大｡
在兴安岭群Ⅲ､Ⅳ油组,粘土以高岭石､伊利石､绿泥石为主,高粘土含量及Ⅳ油组凝灰质的存在,使颗粒分散加剧,现场分析结果表明,注入水的矿化度比地层水小一半,矿化度的降低必然会造成分散的加剧,使渗透性降低,因此,这类油层在开发时应把重点放在稳定微粒上,Ⅲ､Ⅳ油组基本属于这种类型｡
3.2 储层物性较差,压力传导慢
(1)对比取心井岩心分析结果可以看出,Ⅱ､Ⅲ､Ⅳ油组油层物性较差｡
兴安岭Ⅱ油层组孔隙度为20.7%,渗透率为10.3×10-3μm2;兴安岭Ⅲ油层组孔隙度为17.2%,渗透率为9.59×10-3μm2;兴安岭Ⅳ油层组孔隙度为19.2%,渗透率为1.35×10-3μm2｡
(2)油井压裂后水井未见变化｡
贝16区块Ⅱ油层组油井全部进行了压裂,改造规模达到1/3井距(70～100m),初期日增液达到了8.6t/d的幅度,但注入井依然没有见到降压的迹象｡
(3)地层压力较低,注采压差大｡
统计6口井地层压力,平均末点压力为6.71MPa｡注水井德108-233井,测试流压为27.6MPa,静压为22.8MPa,注水压差4.8MPa｡ 3.3 从油水井连通关系看,很难建立起有效的驱动体系
四口井位于构造边部,与油井连通数少,且角向井占比例多｡
III-IV油组的德104-233､德108-237两口井均位于断层附近,两口井与油井相连通数与其它注水井相比明显减少｡而II油组德108-209B与其它II油组的注水井相比,连通油井数只为3口,且有2口为角向井,这样井距不只是200m,而是280m｡加之渗透率较低,这样很难建立起有效的驱动体系｡
注水井单向连通比例大,多向连通比例小｡
吸水状况好的6口井不连通砂岩厚度17.0m､有效厚度5.4m,占水井总厚度的8.9%､4.0%｡单向连通砂岩厚度33.1m､有效厚度18.8m,占水井总厚度的17.4%､14.0%｡吸水状况不好的4口井不连通砂岩厚度12.9m､有效厚度6.0m,占水井总厚度的10.7%､9.3%｡单向连通砂岩厚度45.5m､有效厚度25.8m,占水井总厚度的37.7%､40.1%｡由此可见,吸水状况不好的井不连通和单向连通比例高达总砂岩厚度和有效厚度的48.4%､49.4%｡
4 下步技术对策
(1)根据不吸水油层特征,选择有针对性的岩心,做优选防膨剂实验注水实验｡
(2)对油水井连通通比例小的井进行补孔,并完善注采关系｡
(3)选择适当水井进行酸化､压裂改造,达到增注的目的｡
5 取得的效果
(1)根据室内实验结果,于2005年10月6日开始,对贝14､贝16断块兴安岭Ⅰ､Ⅱ油层组粘稳剂进行更换,将BH-2018液体粘稳剂更换成QY-138型固体粘稳剂,取得了很好的效果,主要表现在:
①Ⅰ､Ⅱ油组注水井中,转用新型粘稳剂前注入状况较佳井德106-204B依然保持着较好的注入效果｡
从典型井德106-204B注水指示曲线变化可以看出,换药后,注水压力､启动压力略降,吸水指数略变小｡
从HALL曲线看,换药后曲线斜率略变小｡
②转注粘稳剂前完不成配注井德104-208B注入效果明显改善,间注井德107-242注水时率明显上升｡
德107-242井转注固体粘稳剂前,9月份停注天数长达15天,而转注固体粘稳剂后11月份停注天数仅为3天,注水时率明显提高｡
(2)德108-209B经压裂改造后注入效果良好｡
该井目前注水压力9.4MPa,日实注20m3｡该井霍尔曲线显示,累注量1000m3时斜率明显增大,表明地层吸水能力变差,压裂改造后斜率明显变小,表明压裂增注效果明显｡
6 结论和认识
(1)凝灰质及粘土矿物含量的不同,表现出水敏程度不同,导致吸水不同｡ 这些是注不进水的根本原因｡
(2)从油水井连通关系看,很难建立起有效的驱动体系,是注入困难的基本原因｡
(3)通过更换粘稳剂以及措施增注取得了良好的注入效果｡ 来源: 《建筑中文网》.
关键词:贝16断块;兴安岭;粘稳剂;注水井
0 前言
贝16断块位于海拉尔盆地贝尔湖坳陷,属于贝尔凹陷东部断阶带的苏德尔特构造带,苏德尔特构造上部兴安岭油层,按岩性划分为Ⅰ､Ⅱ､Ⅲ和Ⅳ油组4个油层组共86个小层｡采用三套井网分别开发兴安岭Ⅰ､Ⅱ和Ⅲ-Ⅳ油组｡Ⅰ油组采用200-250m的不规则井网布井,反七点法面积注水方式开发;Ⅱ油组､Ⅲ-Ⅳ油组和德107-239井区则采用200m正方形井网布井,反九点法注水方式开发｡但由于油层水敏性,注水井完不成配注,有的注不进水,严重影响了区块的开发｡因此有必要对注入困难进行分析,从而找出解决的办法｡
1 注水现状
贝16断块兴安岭油层2003年8月投入开发,2004年11月份水井投注｡投注以来具有以下特点｡
(1)贝16断块兴安岭油层近一半注水井完不成配注方案｡
注水井开井6口,平均单井日配注24m3,注水压力10.0MPa单井累计注水3468m3｡顶破裂压力不吸水关井4口,完不配注1口,平均单井累计注水1782m3｡
统计5口注水井的吸水剖面,总计40个小层,小层吸水比例为32.5%,砂岩厚度吸水比例为38.2%,有效厚度吸水比例为36.7%｡从有效厚度分级看,随着有效厚度的增加,小层､砂岩厚度､有效厚度的吸水比例均增大,从表2可以看出,射开有效厚度>3m的层数为4个,占总井数的10%,吸水层数为2个,占>3m的总层数50%,这说明厚油层吸水好,而厚油层占油层总数比例小｡
3 注入困难原因初步分析
3.1 岩性复杂,储层强水敏且含凝灰质
(1)兴安岭各油层组水敏程度不一｡
(2)储层含凝灰质,存在水化现象｡
Ⅰ､Ⅱ油层组为火山碎屑和正常沉积碎屑之间的过渡岩石｡主要岩石类型有:沉凝灰岩､凝灰质砂岩､凝灰质砂砾岩等｡Ⅲ油层组为正常沉积碎屑岩｡主要岩石类型有砂砾岩､粗砂至细砂岩､细砂粉砂岩或不等粒砂岩｡Ⅳ油层组为火山碎屑岩,主要岩石类型:玻屑流纹质凝灰岩｡其岩性特点是:几乎全部由以玻屑为主的细小的火山灰组成,含少量长英晶屑､黑云母碎片和中性､酸性火山岩岩屑等｡
非偏碱性含凝灰质储层遇水稳定,不会分散;碱性和偏碱性含凝灰质储层对水非常敏感,在与外来水相遇时,很快就会发生膨胀,分散,失去稳定性｡
(3)凝灰质及粘土矿物含量的不同导致吸水不同｡
储层中粘土矿物含量达到14.2%～28.3%｡实验证明,水敏伤害是贝16区块主要的伤害类型,在兴安岭群Ⅰ､Ⅱ油组,储层中蒙皂石含量较高,粘土膨胀的影响较大｡
在兴安岭群Ⅲ､Ⅳ油组,粘土以高岭石､伊利石､绿泥石为主,高粘土含量及Ⅳ油组凝灰质的存在,使颗粒分散加剧,现场分析结果表明,注入水的矿化度比地层水小一半,矿化度的降低必然会造成分散的加剧,使渗透性降低,因此,这类油层在开发时应把重点放在稳定微粒上,Ⅲ､Ⅳ油组基本属于这种类型｡
3.2 储层物性较差,压力传导慢
(1)对比取心井岩心分析结果可以看出,Ⅱ､Ⅲ､Ⅳ油组油层物性较差｡
兴安岭Ⅱ油层组孔隙度为20.7%,渗透率为10.3×10-3μm2;兴安岭Ⅲ油层组孔隙度为17.2%,渗透率为9.59×10-3μm2;兴安岭Ⅳ油层组孔隙度为19.2%,渗透率为1.35×10-3μm2｡
(2)油井压裂后水井未见变化｡
贝16区块Ⅱ油层组油井全部进行了压裂,改造规模达到1/3井距(70～100m),初期日增液达到了8.6t/d的幅度,但注入井依然没有见到降压的迹象｡
(3)地层压力较低,注采压差大｡
统计6口井地层压力,平均末点压力为6.71MPa｡注水井德108-233井,测试流压为27.6MPa,静压为22.8MPa,注水压差4.8MPa｡ 3.3 从油水井连通关系看,很难建立起有效的驱动体系
四口井位于构造边部,与油井连通数少,且角向井占比例多｡
III-IV油组的德104-233､德108-237两口井均位于断层附近,两口井与油井相连通数与其它注水井相比明显减少｡而II油组德108-209B与其它II油组的注水井相比,连通油井数只为3口,且有2口为角向井,这样井距不只是200m,而是280m｡加之渗透率较低,这样很难建立起有效的驱动体系｡
注水井单向连通比例大,多向连通比例小｡
吸水状况好的6口井不连通砂岩厚度17.0m､有效厚度5.4m,占水井总厚度的8.9%､4.0%｡单向连通砂岩厚度33.1m､有效厚度18.8m,占水井总厚度的17.4%､14.0%｡吸水状况不好的4口井不连通砂岩厚度12.9m､有效厚度6.0m,占水井总厚度的10.7%､9.3%｡单向连通砂岩厚度45.5m､有效厚度25.8m,占水井总厚度的37.7%､40.1%｡由此可见,吸水状况不好的井不连通和单向连通比例高达总砂岩厚度和有效厚度的48.4%､49.4%｡
4 下步技术对策
(1)根据不吸水油层特征,选择有针对性的岩心,做优选防膨剂实验注水实验｡
(2)对油水井连通通比例小的井进行补孔,并完善注采关系｡
(3)选择适当水井进行酸化､压裂改造,达到增注的目的｡
5 取得的效果
(1)根据室内实验结果,于2005年10月6日开始,对贝14､贝16断块兴安岭Ⅰ､Ⅱ油层组粘稳剂进行更换,将BH-2018液体粘稳剂更换成QY-138型固体粘稳剂,取得了很好的效果,主要表现在:
①Ⅰ､Ⅱ油组注水井中,转用新型粘稳剂前注入状况较佳井德106-204B依然保持着较好的注入效果｡
从典型井德106-204B注水指示曲线变化可以看出,换药后,注水压力､启动压力略降,吸水指数略变小｡
从HALL曲线看,换药后曲线斜率略变小｡
②转注粘稳剂前完不成配注井德104-208B注入效果明显改善,间注井德107-242注水时率明显上升｡
德107-242井转注固体粘稳剂前,9月份停注天数长达15天,而转注固体粘稳剂后11月份停注天数仅为3天,注水时率明显提高｡
(2)德108-209B经压裂改造后注入效果良好｡
该井目前注水压力9.4MPa,日实注20m3｡该井霍尔曲线显示,累注量1000m3时斜率明显增大,表明地层吸水能力变差,压裂改造后斜率明显变小,表明压裂增注效果明显｡
6 结论和认识
(1)凝灰质及粘土矿物含量的不同,表现出水敏程度不同,导致吸水不同｡ 这些是注不进水的根本原因｡
(2)从油水井连通关系看,很难建立起有效的驱动体系,是注入困难的基本原因｡
(3)通过更换粘稳剂以及措施增注取得了良好的注入效果｡ 来源: 《建筑中文网》.
原文网址：http://www.pipcn.com/research/200904/13967.htm
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