張艷慧(大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠,黑龍江 大慶 163513)
對(duì)某區(qū)塊綜合治理的幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)
張艷慧(大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠,黑龍江 大慶 163513)
對(duì)某區(qū)塊新井含水上升快的原因分析及認(rèn)識(shí),探討了如何減緩產(chǎn)量遞減的問題。
含水上升;減緩產(chǎn)量遞減;
油田開發(fā)進(jìn)入高含水后期,水驅(qū)油藏開發(fā)面臨著新增可采儲(chǔ)量不斷減少、特高含水井?dāng)?shù)持續(xù)增加、措施增油量下降、液油比突升、成本效益變差等諸多不利因素。為了更好地提高采收率,提高二次擴(kuò)邊新井的產(chǎn)能,本文論述了對(duì)某區(qū)塊新井含水上升快的原因分析及認(rèn)識(shí),探討了如何減緩產(chǎn)量遞減的問題。
該區(qū)塊共發(fā)育有69個(gè)沉積單元,主要發(fā)育薩Ⅱ組和葡Ⅰ組油層,該區(qū)塊含油面積13.21km2,薩、葡油層控制地質(zhì)儲(chǔ)量592.39×104t,可采儲(chǔ)量190.65×104t。采用150m注采井距,一、三排布油井,二排布水井,四排油水井間注間采,后期進(jìn)入高含水期時(shí)轉(zhuǎn)成注采井距150m五點(diǎn)法面積注水井網(wǎng)開采。截止2016年8月份該區(qū)塊有總井?dāng)?shù)214口,采油井143口,注水井71口,含油面積19.6km2,地質(zhì)儲(chǔ)量2326×104t,累積注水204.23萬方,累積產(chǎn)油28.36萬噸,綜合含水89.98%。
該區(qū)塊年度開采曲線
從開采曲線上可以看出,該區(qū)塊2014年、2015年自然遞減和含水上升速度都比較快,區(qū)塊開發(fā)效果差。
分析含水上升快的原因主要有以下三個(gè)方面:即油層條件差影響、吸水能力下降影響、注采關(guān)系不完善影響。
(1)注水井吸水能力下降,油井流壓水平低,供液不足是區(qū)塊自然遞減大、含水上升快的主要原因
由于油水井連通差,注水受效差,注水井吸水能力下降井逐漸增多,目前已經(jīng)有18口注水井不吸水關(guān)井,影響的注水量得不到及時(shí)恢復(fù),使得井組流壓水平較低,供液狀況變差導(dǎo)致含水上升速度加快。
(2)注采關(guān)系不完善,平面矛盾突出,個(gè)別層易形成單層突進(jìn)和無注水方向供液能力下降等情況,造成油井含水上升和供液不足。
(3)油層條件差,油層動(dòng)用厚度低,層間矛盾突出是區(qū)塊自然遞減大、含水上升快的直接原因,該區(qū)塊以開采表外儲(chǔ)層為主,表外儲(chǔ)層射開層數(shù)占全區(qū)的70.5%,砂巖厚度占61.3%。
另外,統(tǒng)計(jì)32口井的試配前后同位素資料,砂巖厚度吸水比例由36.1%提高到41.7%,提高了5.5個(gè)百分點(diǎn)。注水井試配后雖然動(dòng)用厚度得了提高,但遠(yuǎn)低于油田內(nèi)部井的吸水厚度。
從上述情況可以看出,油層條件差、油層動(dòng)用厚度低是造成該區(qū)塊開發(fā)調(diào)整難度大、產(chǎn)量遞減幅度快、含水上升快的直接原因。
(4)油田邊部井,流壓水平低,邊水推進(jìn)速度快,造成油井含水上升。
針對(duì)區(qū)塊開發(fā)中的突出問題,編制了2016年治理方案。計(jì)劃實(shí)施油水井各類調(diào)整方案77口井。
3.1 加強(qiáng)注水調(diào)整,改善開發(fā)效果
一是加強(qiáng)細(xì)分調(diào)整工作減緩層間矛盾,提高動(dòng)用厚度,制定細(xì)分調(diào)整方案10口,日配注減少5 m3/d,日實(shí)注增加2 m3/d。與去年下半年對(duì)比,自然遞減減緩了15.7個(gè)百分點(diǎn),含水上升速度減緩了2.4個(gè)百分點(diǎn),細(xì)分后,砂巖動(dòng)用厚度提高了12.1個(gè)百分點(diǎn)。
二是加強(qiáng)平面調(diào)整工作,控制產(chǎn)量和含水上升速度減緩產(chǎn)量遞減
(1)通過周期注水,控制產(chǎn)量遞減和含水上升速度。制定方案8口井,日配注增加了75 m3/d,日實(shí)注增加了61 m3/d。與去年下半年對(duì)比,自然遞減減緩了17.8個(gè)百分點(diǎn),含水上升速度減緩了0.6個(gè)百分點(diǎn)。
(2)控制含水層的注水量,減緩含水上升速度。制定高含水層減水方案6口井,日配注增加了65 m3/d,日實(shí)注增加了50 m3/ d。與去年下半年對(duì)比,無遞減,含水上升速度減緩了0.6個(gè)百分點(diǎn)
(3)低壓含水層加強(qiáng)注水,改善開發(fā)效果。制定低含水層提水方案9口井,日配注增加了80 m3/d,日實(shí)注增加了59 m3/d。與去年下半年對(duì)比,自然遞減減緩了2.74個(gè)百分點(diǎn),含水上升速度減緩了0.1個(gè)百分點(diǎn)三是對(duì)吸水能力下降井實(shí)施措施增注,提高了注水井吸水能力
2016年,針對(duì)該區(qū)注水井吸水能力下降快、油井供液不足矛盾突出的實(shí)際問題,共實(shí)施注水井酸化9口井,平均酸化砂巖厚度13.1m,有效厚度2.4m,酸化前后平均注水壓力下降0.3MPa,平均單井日增注19.9m3,自然遞減與去年下半年對(duì)比減緩13.1個(gè)百分點(diǎn),含水上升速度減緩4.1個(gè)百分點(diǎn)。
3.2 加大油井調(diào)整力度,增加未措施井產(chǎn)量
一是加大油井檢泵力度,恢復(fù)未措施井產(chǎn)量,上半年檢泵6口井,日產(chǎn)液量增加了30.2t,日產(chǎn)油量增加了2.3t,綜合含水下降了0.9個(gè)百分點(diǎn),流壓下降了0.38MPa。
二是結(jié)合注水受效,合理匹配抽油參數(shù),提高單井產(chǎn)量,上半年調(diào)大參9口井,日產(chǎn)液量增加了70.6t,日產(chǎn)油量增加了6.3t,綜合含水上升了0.5個(gè)百分點(diǎn),流壓下降了0.26MPa;換大泵6口井,日產(chǎn)液量增加了40.7t,日產(chǎn)油量增加了4.6t,綜合含水下降了2.5個(gè)百分點(diǎn),流壓下降了1.32MPa。
通過以上綜合調(diào)整,該區(qū)塊自然遞減和含水上升速度明顯減緩,開發(fā)形勢(shì)明顯變好。
(1)吸水能力下降、注采關(guān)系不完善、油層發(fā)育差都是導(dǎo)致該區(qū)塊供液不足的影響因素
(2)通過措施増注,可以提高注入井的吸水能力,改善油田開發(fā)效果。
(3)該區(qū)塊出液層單一,這類井應(yīng)對(duì)周圍的注水井及時(shí)調(diào)整方案,控制高含水層,同時(shí)提高差油層的動(dòng)用程度。
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