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[摘 要]杜84兴隆台东属于互层状超稠油油藏,水平井投产后面临着出水及动用不均衡等诸多的矛盾,井网由70米加密为35米,导致直井和水平井关系更加复杂。2010年-2012年杜84兴隆台东投产加密水平井9口,区域直井54口,占区块总井数104口的52%,产量为170吨,占区块产量的50%,加密水平井投产之后水平井区域直井递减速度加快,区域汽窜产量上升。通过对杜84兴隆台东区块水平井区域的综合治理,对确保区块的稳定开发具有重要的意义。
[关键词]水平井 汽窜 配套措施
中图分类号:TD712 文献标识码:A 文章编号:1009-914X(2014)04-0598-01
一、概况
兴隆台油层含油面积3.03km2,地质储量 1900×104t,开发目的层为下第三系沙河街组一、二段兴隆台油层,储层平均孔隙度26.6%,渗透率1.717μm2,含油饱和度56.2%,泥质含量4.2%,属高孔、高渗、低泥质含量储层。
二、分析水平井投产之后水平井及直井的主要问题及原因
2.1 加密水平井投产之后区域汽窜加剧
加密水平井投产之后水平井吞吐的首轮发生汽窜18井次,平均汽窜影响天数为13天,汽窜产量高达880吨。
我们从以下3个方面对水平井区域汽窜加剧的原因进行了分析:
从加密水平井的井位规划可以看出,加密水平井处于我区杜84兴隆台东区块的主体部位,规划水平井周边直井为54口,占区块的52%。
从水平井的油藏设计方案看,水平井主要传过兴隆台油藏的兴Ⅱ组,兴Ⅱ组油藏的平均孔隙度>25%,平均渗透率>1200×10-3μm2属于高孔高渗油藏。
从加密水平井周边直井的油藏特征来看,我们发现周边直井的主力生产层位同样为兴Ⅱ组,且周边直井在吞吐时兴Ⅱ组的吸气百分比达到了80%以上,为主要的吸气层。
通过上述分析我们可以得出结论,水平井同直井的主力生产层位相互重合是水平区域汽窜加剧的主要原因。
2.2 加密水平井投产之后区域直井递减速度加快
加密水平井投产之后井组直井的递减幅度明显加速,2005年到2009年,井组直井年递减率平均为7.1%,加密水平井投产之后上升到17.3%,井组直井递减明显不符合递减规律。
我们分析加密水平井投产后油井井距由75m缩短为38m;单井控制可采储量下降。加密水平井投产之后井组区域采油速度加快,直井同水平井的对应层地层压力递减幅度大。
我们测试了杜84-37-67油井的分层压力,从测试结果来看,水平井投产前,该井上层地层压力为1.6Mpa,下层为1.8Mpa,而水平井投产之后测得分层压力显示上层地层压力基本无变化仍未1.6Mpa,下层地层压力降为了1.2Mpa,下降了0.6Mpa。通过小层对比水平井杜84-兴H2044油井对应杜84-37-67的生产层位正是该井的下层。
2.3 水平井存在水平段动用不均衡的矛盾
水平井的水平段动用不均衡,导致水平段井温较高的区域同直井发生汽窜,造成能量外溢,水平井的生产效果不理想,通过统计,水平井前两周期的油汽比为0.3,而井组油汽比为0.4,对比下降0.1。
我们对水平井水平段油层的物性发育情况进行了分析,发现水平井水平段油层物性发育不均衡,区域渗透率极差大,达到了2.6,因此分析造成水平段動用不均的主要原因是平面上物性发育的差异。
2.4 水平井存在出水的矛盾
我区杜84兴隆台东投产的6口水平井有5口井存在出水历史,根据水平井油藏特征可以分为两类出水井:兴Ⅲ、Ⅵ组水平井出水以及兴Ⅱ组水平井出水。我们从油藏特征上分析了水平井出水的原因
2.4.1 兴Ⅲ、Ⅵ组水平井出水
兴Ⅵ组属于厚层状底水稠油油藏,油层底部直接同水平井接触,无明显的隔夹层,过大的采液强度及注汽强度极易形成底水锥进,造成油井出水,目前兴Ⅵ组的3口水平井均有出水井史。
兴Ⅲ组在区块部分区域同兴Ⅵ组之间无明显隔层,由于兴Ⅵ组为底水稠油油藏,因此生产兴Ⅲ组的水平井也极易出水,目前生产兴Ⅲ组的1口水平井存在出水井史。
2.4.2 兴Ⅱ组水平井出水
兴Ⅱ组水平井为纯油藏,油藏不存在出水的可能,若兴Ⅱ组水平井出水只存在固井质量差及套坏存在漏点两种可能。如杜84-兴H2043于2010年6月投产,是杜84兴隆台的一口薄层挖潜水平井,该井第三周期末期含水突然上升,出水特征表现为三高一低:高液量:日产液36吨,高含水:含水97%,高温度:温度105℃,低矿化度:613.9mg/L。
三、水平井区域综合治理办法
3.1 摸索直井周期规律,同水平井实施同注同采降低汽窜
通过统计水平井的平均周期生产天数为87天,而直井周期生产天数78天的有15口井,周期天数在105天的有12口井,周期天数在200天的有20口井,周期天数在137天的有47口井。我们对15口直井周期同水平井基本同步的油井实施同注同采措施。
3.2 明确直井同水平井对应层治理汽窜及递减速度快
根据水平井的钻井轨迹剖面明确水平井同直井的对应层;绘制出水平井同直井的对应层关系示意图。
依据油井井况对井组的直井优选调剖、选注、投球等措施抑制对应层的吸气,封堵汽窜通道同时提高未动用层的动用程度降低直井递减速度。
2011年我们针对水平井对应层实施治理7井次,汽窜产量下降了110吨,同时区域直井递减率呈下降趋势由17.3降为13.9。
3.3 运用控制注汽量及间歇吞吐的手段降低汽窜减缓直井递减速度
为了使周期不同步的直井同水平井周期同步我们降低注汽量缩短周期生产时间,促使水平井能同直井同注同采。
对水平井区域内的低产直井以同水平井同注同采的方式实施间歇吞吐。在水平井区域内共排查出5口油井产能较低,实施间歇吞吐取得较好的效果。
3.4 优选配套工艺措施治理水平段动用不均衡
依据水平井的油藏特征结合井温曲线等资料优选配套的工艺措施。
杜84-兴H2044井:井温显示水平段动用不均。第四周期实施选注选采水平段低温段,实施后低产,分析该井脚尖部位油层发育差。因此第五周期实施了大剂量调剖措施,调整水平段动用。
实施后本周期目前生产300天,周期产油3025吨,取得了较好的效果。
四、研究成果与技术创新
4.1 开发方式和方法的创新:
针对水平井投产之后区域汽窜加剧及直井递减速度快的矛盾,以油藏认识为基础,优选配套的工艺措施抑制水平井对应层的吸气,加大动用程度较弱层位的吸气,有效的利用了未动用的可采储量。
4.2 水平井治理的创新:
针对水平井出水的矛盾,在油藏认识上深入分析,提出了控制采液强度、注汽强度的理念,同时结合相邻直井的生产特征来判断水源方向,对水平井出水治理有着重要的借鉴意义。
参考文献
[1] 许国民.曙光有天稠油开发技术与实践[J].辽宁科学技术出版社.
[2] 王威.石油科技论文写作与发表[J].石油工业出版社.
作者简介
张雷(1987- ),男,助理工程师,2009年毕业于西北大学资源勘查工程专业,现从事油气田开发工作。
[关键词]水平井 汽窜 配套措施
中图分类号:TD712 文献标识码:A 文章编号:1009-914X(2014)04-0598-01
一、概况
兴隆台油层含油面积3.03km2,地质储量 1900×104t,开发目的层为下第三系沙河街组一、二段兴隆台油层,储层平均孔隙度26.6%,渗透率1.717μm2,含油饱和度56.2%,泥质含量4.2%,属高孔、高渗、低泥质含量储层。
二、分析水平井投产之后水平井及直井的主要问题及原因
2.1 加密水平井投产之后区域汽窜加剧
加密水平井投产之后水平井吞吐的首轮发生汽窜18井次,平均汽窜影响天数为13天,汽窜产量高达880吨。
我们从以下3个方面对水平井区域汽窜加剧的原因进行了分析:
从加密水平井的井位规划可以看出,加密水平井处于我区杜84兴隆台东区块的主体部位,规划水平井周边直井为54口,占区块的52%。
从水平井的油藏设计方案看,水平井主要传过兴隆台油藏的兴Ⅱ组,兴Ⅱ组油藏的平均孔隙度>25%,平均渗透率>1200×10-3μm2属于高孔高渗油藏。
从加密水平井周边直井的油藏特征来看,我们发现周边直井的主力生产层位同样为兴Ⅱ组,且周边直井在吞吐时兴Ⅱ组的吸气百分比达到了80%以上,为主要的吸气层。
通过上述分析我们可以得出结论,水平井同直井的主力生产层位相互重合是水平区域汽窜加剧的主要原因。
2.2 加密水平井投产之后区域直井递减速度加快
加密水平井投产之后井组直井的递减幅度明显加速,2005年到2009年,井组直井年递减率平均为7.1%,加密水平井投产之后上升到17.3%,井组直井递减明显不符合递减规律。
我们分析加密水平井投产后油井井距由75m缩短为38m;单井控制可采储量下降。加密水平井投产之后井组区域采油速度加快,直井同水平井的对应层地层压力递减幅度大。
我们测试了杜84-37-67油井的分层压力,从测试结果来看,水平井投产前,该井上层地层压力为1.6Mpa,下层为1.8Mpa,而水平井投产之后测得分层压力显示上层地层压力基本无变化仍未1.6Mpa,下层地层压力降为了1.2Mpa,下降了0.6Mpa。通过小层对比水平井杜84-兴H2044油井对应杜84-37-67的生产层位正是该井的下层。
2.3 水平井存在水平段动用不均衡的矛盾
水平井的水平段动用不均衡,导致水平段井温较高的区域同直井发生汽窜,造成能量外溢,水平井的生产效果不理想,通过统计,水平井前两周期的油汽比为0.3,而井组油汽比为0.4,对比下降0.1。
我们对水平井水平段油层的物性发育情况进行了分析,发现水平井水平段油层物性发育不均衡,区域渗透率极差大,达到了2.6,因此分析造成水平段動用不均的主要原因是平面上物性发育的差异。
2.4 水平井存在出水的矛盾
我区杜84兴隆台东投产的6口水平井有5口井存在出水历史,根据水平井油藏特征可以分为两类出水井:兴Ⅲ、Ⅵ组水平井出水以及兴Ⅱ组水平井出水。我们从油藏特征上分析了水平井出水的原因
2.4.1 兴Ⅲ、Ⅵ组水平井出水
兴Ⅵ组属于厚层状底水稠油油藏,油层底部直接同水平井接触,无明显的隔夹层,过大的采液强度及注汽强度极易形成底水锥进,造成油井出水,目前兴Ⅵ组的3口水平井均有出水井史。
兴Ⅲ组在区块部分区域同兴Ⅵ组之间无明显隔层,由于兴Ⅵ组为底水稠油油藏,因此生产兴Ⅲ组的水平井也极易出水,目前生产兴Ⅲ组的1口水平井存在出水井史。
2.4.2 兴Ⅱ组水平井出水
兴Ⅱ组水平井为纯油藏,油藏不存在出水的可能,若兴Ⅱ组水平井出水只存在固井质量差及套坏存在漏点两种可能。如杜84-兴H2043于2010年6月投产,是杜84兴隆台的一口薄层挖潜水平井,该井第三周期末期含水突然上升,出水特征表现为三高一低:高液量:日产液36吨,高含水:含水97%,高温度:温度105℃,低矿化度:613.9mg/L。
三、水平井区域综合治理办法
3.1 摸索直井周期规律,同水平井实施同注同采降低汽窜
通过统计水平井的平均周期生产天数为87天,而直井周期生产天数78天的有15口井,周期天数在105天的有12口井,周期天数在200天的有20口井,周期天数在137天的有47口井。我们对15口直井周期同水平井基本同步的油井实施同注同采措施。
3.2 明确直井同水平井对应层治理汽窜及递减速度快
根据水平井的钻井轨迹剖面明确水平井同直井的对应层;绘制出水平井同直井的对应层关系示意图。
依据油井井况对井组的直井优选调剖、选注、投球等措施抑制对应层的吸气,封堵汽窜通道同时提高未动用层的动用程度降低直井递减速度。
2011年我们针对水平井对应层实施治理7井次,汽窜产量下降了110吨,同时区域直井递减率呈下降趋势由17.3降为13.9。
3.3 运用控制注汽量及间歇吞吐的手段降低汽窜减缓直井递减速度
为了使周期不同步的直井同水平井周期同步我们降低注汽量缩短周期生产时间,促使水平井能同直井同注同采。
对水平井区域内的低产直井以同水平井同注同采的方式实施间歇吞吐。在水平井区域内共排查出5口油井产能较低,实施间歇吞吐取得较好的效果。
3.4 优选配套工艺措施治理水平段动用不均衡
依据水平井的油藏特征结合井温曲线等资料优选配套的工艺措施。
杜84-兴H2044井:井温显示水平段动用不均。第四周期实施选注选采水平段低温段,实施后低产,分析该井脚尖部位油层发育差。因此第五周期实施了大剂量调剖措施,调整水平段动用。
实施后本周期目前生产300天,周期产油3025吨,取得了较好的效果。
四、研究成果与技术创新
4.1 开发方式和方法的创新:
针对水平井投产之后区域汽窜加剧及直井递减速度快的矛盾,以油藏认识为基础,优选配套的工艺措施抑制水平井对应层的吸气,加大动用程度较弱层位的吸气,有效的利用了未动用的可采储量。
4.2 水平井治理的创新:
针对水平井出水的矛盾,在油藏认识上深入分析,提出了控制采液强度、注汽强度的理念,同时结合相邻直井的生产特征来判断水源方向,对水平井出水治理有着重要的借鉴意义。
参考文献
[1] 许国民.曙光有天稠油开发技术与实践[J].辽宁科学技术出版社.
[2] 王威.石油科技论文写作与发表[J].石油工业出版社.
作者简介
张雷(1987- ),男,助理工程师,2009年毕业于西北大学资源勘查工程专业,现从事油气田开发工作。