深井碳酸盐岩油藏堵水工艺技术研究与应用.docxVIP

文章编号:1009—0207(2004)01—0072-06深井碳酸盐岩油藏堵水工艺技术研究与应用凌1,王建云1,胡国亮2陈(1.中石化西北分公司规划设计研究院,新疆乌鲁木齐830011;2.中石化西北分公司油气开发处,新疆乌鲁木齐830011)摘要:碳酸盐岩油藏的找、堵水工艺技术为一世界性的难题,国内外虽虽进行了大量的研究,但所取得的成果不多。西北分公司自2001年开展找、堵水工艺试验以来,在碳酸盐岩找、堵水进行了大胆的探索和尝试,取得了较好的堵水效果。本文简要介绍了国内外找、堵水工艺发展情况,针对塔河油田现状开发的找水工艺技术,从油藏研究入手,结合油藏出水规律,对耐温、抗盐堵水剂进行了室内研究和优选,对现场试验情况进行了重点论述,并对堵水技术进行了评价。并对下一步塔河油田的堵水工作提出了建议。关键词:碳酸盐岩油藏;堵水;堵剂中图分类号:TE358.3文献标识码:A为搞好潜山裂缝性油藏的开发,国内外许多油田进行了大量的室内和现场实验,取得了较好效果。塔河奥陶系油藏是受构造控制,经长期风化、剥蚀、溶蚀作用而形成的具有复杂裂隙和孔洞的超深碳酸盐岩油藏,开采难度大,找、堵水工艺风险高。但是,有些油田的部分油藏条件与塔河奥陶系油藏相类似。比如,华北的碳酸盐岩油藏、前苏联鞑靼碳酸盐岩油藏、新疆准东火烧山砂岩裂缝油藏等,其开发特征与塔河奥陶系油藏有类似之处;在井深和井温方面,胜利东辛的莱州湾油田及纯梁的纯化油田,井深都在3000m～4000m,井温100℃～130℃,虽井深不如塔河油田的深,温度却差不多,桩西的桩52古潜山油田,井深接近5000m,井温150℃左右,有的井温度超过160℃,井深接近而温度超过塔河油田;在油藏矿化度方面,中原油田部分区块地层水含盐量达到30%,而塔河油田地层水矿化度最高在25×104mgΠL,即25%。这些油田在找堵水方面的研究成果经适应性评价研究后,完全可以应用到塔河奥陶系油藏。塔河油田在调研的基础上,开发了产液剖面测试法、PND-S脉冲中子衰减测井法找水,根据油井出水情况划分了油井出水的三种主要类型,确定了油井堵水的三种主要方法,通过室内研究研制出适合塔河油田奥陶系油藏的堵剂,现场进行了10井次试验,施工成功率达到了90%,堵水有效率达到了80%,取得了较好的降水、增油效果。截止到2003年5月30日,单井平均堵水有效期达到了211d,累计增油5062312t。油藏概况塔河油田处于新疆维吾尔自治区库车县和轮台县境内,构造位置隶属塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起西南部斜坡。塔河油田3区、4区、6区为塔河奥陶系油藏的主力产油区。油藏储集空间以基质孔隙、溶蚀孔洞及大型洞穴、裂缝隙为主,其中溶蚀孔洞及大型号洞穴为主要的储集空间,孔洞及裂缝为主要的流动通道,基质孔隙一般不参与储集或流动,定为无效孔隙。原油密度018091gΠcm3～019987gΠcm3,油品性质1收稿日期:2003-10-15作者简介:陈凌(1970-),男,1994年毕业于成都理工学院石油系,现在西北石油局储量室从事石油地质与油藏工程研究工作。72第16卷第1期陈凌等:深井碳酸盐岩油藏堵水工艺技术研究与应用从轻质～重质,平面上差异大,原油运动粘度从1158121mm2Πs到2517169mm2Πs,含盐量3232126mgΠl～6591146mgΠl;油田水田层水pH值515～615,呈弱酸性,矿化度2016671×104mgΠL～2311558×104mgΠL。塔河油田奥陶系油藏温度为125℃～128℃,地温梯度为211℃Π100m～2134℃Π100m,平均地温梯度为2118℃Π100m;塔河油田奥陶系油藏原始地层压力潍591865MPa～61181MPa,压力系数为11092～11098,塔河油田奥陶系油藏属正常压力系统。截止到2003年3月底,塔河油田主力奥陶系油藏共有正常生产井96口,油井普遍处于低～中含水采油阶段。由于油藏自身的原因,开发井距较大(1000m×1000m),为达到油藏开发的采出速度,造成局部采油速度过高,使油井含水迅速上升,油田综合开发效果变差。目前,塔河奥陶系油藏开发遇到的主要矛盾就是油田含水上升过快,导致自然递减幅度大。例如塔河4区奥陶系油藏,2000年底含水高于60%的油井只有一口,而含水高于80%的油井没有。到2001年底则仅含水高于80%的油井就达9口。当油井见水后油压降低,产量大幅递减,截止2001年年底,仅9口见水井共损失产量近100×104t,油井出水所造成的产量递减十分明显,目前只能靠增加新井来平衡老井的快速递减,而以4区当前的现状,可能的含油构造已基本钻探完毕,增加新井的余地不大。如能通过有效地堵水,延缓含水上升的势头,就可以延长高产稳产期,对塔河油田来讲意义十分重大。2堵水技术室内研究211找水