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【摘要】英东高台子为天然水驱油藏,由于天然水驱油藏在平面上和纵向上的非均质性强,使边水沿高渗透条带水淹比较严重,在开发过程中,含水上升快,产量递减大。本文以英东高台子152、143、144三个主力区块为例,通过调整合理流压,使区块治理工作取得很好的效果,为今后相对稳产提供了技术保证。
【关键词】天然水驱油藏采收率 合理流压
英东高台子为天然水驱油藏,油层特点为渗透性好,边水能量充足,平面和层内非均质性强的特点。在开发过程中,体现含水上升快,产量递减大的特点。针对区块开发的形势,对区块采取各种策略进行治理,包括边水调剖、堵水调整、非主力层认识和合理流压调整等措施,其中合理流压调整做为投入少,实施方法简单,见效大的特点,对区块治理取得很好的作用,为减缓单井含水上升速度,减缓递减作出一定贡献。
1 区块概况
英东高台子主要包括152、143、144三个主力区块,属于依靠天然能量开发的构造油藏。主要开采层系为青山口组的高台子油层,平均油层埋深为1780米,平均孔隙度17.8%,渗透率185.8毫达西。区块主要特点是地层能量充足,边底水活跃。从2000年底投产到现在,区块核实单井日产一直保持着全厂最高水平。
目前油井总数159口,地质储量966.53,可采储量239.43,地层压力13.8,采油速度0.42,采出程度18.31;综合含水95.08%,单井日产1.1吨,自然递减7.9,综合递减2.93。
2 开发存在问题
区块较强的能量资源,是区块产量、单井产量高的有利保障,但也正是这种极强的边底水能量,导致整个区块从03年开始,由于含水上升导致的自然递减幅度惊人,从此,区块开始大规模的“治水”工程,合理流压,建立边部防水墙等试验项目的开展,为区块控水起到了一定作用,但是,如何有效抑制“水患” 将一直是区块今后开发中所面临的棘手问题。
3 合理流压调整总结评价
针对区块的主要问题,对区块进行大规模调整流压,管理上产工作,已经调整流压21口井,初期日增油15吨,目前日增油6吨,全年已经累计增油1770吨,总体上取得比较好的效果。
针对区块不同的特点,在流压调整政策方面和效果方面都有不同,首先,对区块调整流压的必要性必须明确,由于随着油田开采,地层压力下降,当地层压力低于饱和压力时,油藏会严重脱气,原油粘度增加,含水上升加快;同时,也会由于脱气导致采油指数降低。因此需要对油井保持合理的生产压差。
从区块目前驱动形式看,溶解气驱动指数约占总体驱动能量的20%,因此,合理利用溶解气对于提高采收率是很有必要的。
其次,根据油藏和原油特点,确定出油井最小流压,根据公式算出:
Pwmin/Pb=1/(1-n)*(SQRT(n^2+n*(1-n)*Pr/Pb)-n)
其中 : n=0.1033*α*T*(1-fw)/293.15/Bo
针对英东高台子的特点,利用公式计算出在不同含水阶段允许的最小流动压力,在中高含水阶段,最低流压不能低于7-9Mpa。
4 分区块合理流压研究
4.1 152区块
通过近几年的实践和试验表明,在英152区块必须控制流压,减小生产压差,才能有效的控制含水上升,通过系统试井和电泵的实施从正反两个方面都说明了这一点。
152区块曾经进行过电泵提液工作,从动态变化看,放大压差后含水上升过快,采收率降低,平面和层内矛盾更加突出,开发效果变差。通过开展区块数值模拟研究,确定了合理流压为12Mpa,为流压调整提供依据。
针对出现的问题,区块开展合理流压研究,通过对两套井网的系统试井表明,两套井网的合理流压范围在9-12Mpa之间最为合理,之后逐步按照此标准逐步调整流压。在单井调整上,效果最为明显,取得降水稳油的效果,对区块调整12口井,也取得很好的效果,初期含水下降,全年已经增油450吨。
4.2 143-144区块
在143-144区块,通过区块的历史变化分析看,产液量的增长有助于产油量的上升,因此,在对区块7口井调整参数,取得比较好的效果,调整后含水稳定,产油量大幅度上升,全年已经累计增油1320吨,为上产起到重大作用。
通过英东高台子合理流压和管理,产量大幅度上升,取得重大经济效益,全年已经累计增油1770吨,按照吨油价格1779元/吨计算,创效314.88万元,
5 结论
(1)随着高台子油田开发时间的延长,地层压力下降,当地层压力低于饱和压力时,油藏会严重脱气,原油粘度增加,含水上升加快;同时,也会由于脱气导致采油指数降低,影响油井产量。
(2)实践和实验表明,放大压差后含水上升过快,采收率降低,平面和层内矛盾更加突出,开发效果变差。
(3)合理调整流压,投入少,见效大,对区块治理能够起到很好的作用,为减缓单井含水上升速度,减缓递减作出一定贡献。
(4)区块开展合理流压研究,通过对两套井网的系统试井表明,两套井网的合理流压范围在9-12Mpa之间最为合理。
参考文献
[1] 冈秦麟主编.高含水期油田改善水驱效果新技术(下)[M].石油工业出版社,1999,7
[2] 李士奎,等.砂岩油田水驱开发研究文集[M].石油工业出版社,2004,7
[3] 韩军,等.葡萄花油田高含水期开发技术政策界限研究[J].西安石油大学学报,2004,1
[4] 赵向宏.提高天然水驱油藏开发效果的途径[J].大庆石油地质与开发,1998,6
[5] 李兴训,等.油藏持续稳产和提高采收率技术[J].新疆石油地质,2002,8
[6] 陈元千.油气藏工程实用方法.石油工业出版社,1999,6
【关键词】天然水驱油藏采收率 合理流压
英东高台子为天然水驱油藏,油层特点为渗透性好,边水能量充足,平面和层内非均质性强的特点。在开发过程中,体现含水上升快,产量递减大的特点。针对区块开发的形势,对区块采取各种策略进行治理,包括边水调剖、堵水调整、非主力层认识和合理流压调整等措施,其中合理流压调整做为投入少,实施方法简单,见效大的特点,对区块治理取得很好的作用,为减缓单井含水上升速度,减缓递减作出一定贡献。
1 区块概况
英东高台子主要包括152、143、144三个主力区块,属于依靠天然能量开发的构造油藏。主要开采层系为青山口组的高台子油层,平均油层埋深为1780米,平均孔隙度17.8%,渗透率185.8毫达西。区块主要特点是地层能量充足,边底水活跃。从2000年底投产到现在,区块核实单井日产一直保持着全厂最高水平。
目前油井总数159口,地质储量966.53,可采储量239.43,地层压力13.8,采油速度0.42,采出程度18.31;综合含水95.08%,单井日产1.1吨,自然递减7.9,综合递减2.93。
2 开发存在问题
区块较强的能量资源,是区块产量、单井产量高的有利保障,但也正是这种极强的边底水能量,导致整个区块从03年开始,由于含水上升导致的自然递减幅度惊人,从此,区块开始大规模的“治水”工程,合理流压,建立边部防水墙等试验项目的开展,为区块控水起到了一定作用,但是,如何有效抑制“水患” 将一直是区块今后开发中所面临的棘手问题。
3 合理流压调整总结评价
针对区块的主要问题,对区块进行大规模调整流压,管理上产工作,已经调整流压21口井,初期日增油15吨,目前日增油6吨,全年已经累计增油1770吨,总体上取得比较好的效果。
针对区块不同的特点,在流压调整政策方面和效果方面都有不同,首先,对区块调整流压的必要性必须明确,由于随着油田开采,地层压力下降,当地层压力低于饱和压力时,油藏会严重脱气,原油粘度增加,含水上升加快;同时,也会由于脱气导致采油指数降低。因此需要对油井保持合理的生产压差。
从区块目前驱动形式看,溶解气驱动指数约占总体驱动能量的20%,因此,合理利用溶解气对于提高采收率是很有必要的。
其次,根据油藏和原油特点,确定出油井最小流压,根据公式算出:
Pwmin/Pb=1/(1-n)*(SQRT(n^2+n*(1-n)*Pr/Pb)-n)
其中 : n=0.1033*α*T*(1-fw)/293.15/Bo
针对英东高台子的特点,利用公式计算出在不同含水阶段允许的最小流动压力,在中高含水阶段,最低流压不能低于7-9Mpa。
4 分区块合理流压研究
4.1 152区块
通过近几年的实践和试验表明,在英152区块必须控制流压,减小生产压差,才能有效的控制含水上升,通过系统试井和电泵的实施从正反两个方面都说明了这一点。
152区块曾经进行过电泵提液工作,从动态变化看,放大压差后含水上升过快,采收率降低,平面和层内矛盾更加突出,开发效果变差。通过开展区块数值模拟研究,确定了合理流压为12Mpa,为流压调整提供依据。
针对出现的问题,区块开展合理流压研究,通过对两套井网的系统试井表明,两套井网的合理流压范围在9-12Mpa之间最为合理,之后逐步按照此标准逐步调整流压。在单井调整上,效果最为明显,取得降水稳油的效果,对区块调整12口井,也取得很好的效果,初期含水下降,全年已经增油450吨。
4.2 143-144区块
在143-144区块,通过区块的历史变化分析看,产液量的增长有助于产油量的上升,因此,在对区块7口井调整参数,取得比较好的效果,调整后含水稳定,产油量大幅度上升,全年已经累计增油1320吨,为上产起到重大作用。
通过英东高台子合理流压和管理,产量大幅度上升,取得重大经济效益,全年已经累计增油1770吨,按照吨油价格1779元/吨计算,创效314.88万元,
5 结论
(1)随着高台子油田开发时间的延长,地层压力下降,当地层压力低于饱和压力时,油藏会严重脱气,原油粘度增加,含水上升加快;同时,也会由于脱气导致采油指数降低,影响油井产量。
(2)实践和实验表明,放大压差后含水上升过快,采收率降低,平面和层内矛盾更加突出,开发效果变差。
(3)合理调整流压,投入少,见效大,对区块治理能够起到很好的作用,为减缓单井含水上升速度,减缓递减作出一定贡献。
(4)区块开展合理流压研究,通过对两套井网的系统试井表明,两套井网的合理流压范围在9-12Mpa之间最为合理。
参考文献
[1] 冈秦麟主编.高含水期油田改善水驱效果新技术(下)[M].石油工业出版社,1999,7
[2] 李士奎,等.砂岩油田水驱开发研究文集[M].石油工业出版社,2004,7
[3] 韩军,等.葡萄花油田高含水期开发技术政策界限研究[J].西安石油大学学报,2004,1
[4] 赵向宏.提高天然水驱油藏开发效果的途径[J].大庆石油地质与开发,1998,6
[5] 李兴训,等.油藏持续稳产和提高采收率技术[J].新疆石油地质,2002,8
[6] 陈元千.油气藏工程实用方法.石油工业出版社,1999,6