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[摘 要]针对喇嘛甸油田过渡带原井网适应性差、水驅控制程度低、采油速度低、采液强度不均衡、油水井数比不合理的状况,通过新钻井、油井转注后,由300m反九点法面积井网变为212m五点法面积井网。井网加密后,结合动静态测试资料,找出剩余油富集层对三次加密井区进行综合调整,对提高油层动用状况,减缓水驱产量递减,提高采收率具有重要意义。
[关键词]综合调整 三次加密 过渡带
中图分类号:TQ581 文献标识码:A 文章编号:1009-914X(2014)41-0333-01
一、区块概况
北北块二区过渡带位于喇嘛甸油田北北块西部,面积3.63km2,开采层位为萨、葡油层,总地质储量1065.1×104t。于1975年投入开发,分三个开发阶段:一是基础井网开发阶段;二是局部一次加密、聚驱加密及二次加密阶段;三是聚驱上返及三次加密阶段。2010年针对区块井网适应性差、水驱控制程度低、采液、采油强度低、注水强度高、油水井数比不合理等问题,进行了三次加密调整。
二、三次加密前过渡带开发存在的主要问题
⑴水驱控制强度低
从水驱控制程度统计结果来看,加密前区块整体水驱控制程度偏低,水驱控制程度只有80%~85%,其中一、二条带水驱控制程度只有83.3%,多向水驱控制程度只有58.2%,而三、四条带只有一套井网,水驱控制程度更低为77.9%,多向水驱控制程度只有33.2%。
⑵采液、采油强度低,注水强度高
加密前,区块内43口采油井单井折算有效采液强度为2.58m3/d.m,折算有效采油强度为0.14m3/d.m,采液、强度较低;区块内注水井单井折算有效注水强度为7.09m3/d.m,注水强度较高。
⑶油水井比例不合理
研究结果表明:喇萨杏油田含水在90%时,合理的油水井数比为1.60:1左右。区块在加密前油水井比例为2.69,油水井比例偏高。
三、过渡带加密井区调整对策
1、区块开发初期存在的主要问题
⑴加密井含水上升快
三次加密井于2011年4月开始投产,截至年底,共投产采油井44口,综合含水86.99%,与投产初期相比,含水上升7.40%。
⑵加密后产量递减速度快、区块地层压力低
2011年下半年,统计该区块采油井静压值为11.19MPa,总压差为-0.12MPa。产油递减幅度大于50%的井占总井数的45.5%。
⑶注水井吸水状况差
区块内共有水驱注水井40口,出现平欠及不吸水井数10口,占总井数的25%。
2、综合调整方法研究
为改善区块开发效果,近两年,以新老井注水井注水转移、优化产液结构为中心,强化油水井方案的精细调整,努力提高有效注入及产出。
⑴注水井调整
①优化注入剖面调整,努力实现新老注水井注水量转移
一是加快油井转注力度,完善注采关系。目前已转注井22口,三次加密井投注1口,折算有效注水强度为4.63m3/(d·m)。
二是精细注入方案调整,有效减缓平面矛盾
针对高压高液面井组注水井下调配注13井次,与调前对比日实注减少了318m3/d;针对低压低液面井组注水井上调配注12井次,日实注增加了358m3/d。
②精细细分注水,缓解层间矛盾
对小层间注水状况发生变化的注水井实施层段细分,将沉积类型相似、水淹特征相近、吸水能力相近的砂体组合在一个层段内,减少层间干扰,促进注水量向动用较差层位转移。同时,配合注水井与新井连通层位,进行单卡加强注水。
③加大措施增注力度,改善注水井吸水状况
一是对油层发育差异大、层间干扰严重导致注水量逐渐下降的薄差油层实施压裂改造,提高油层渗透能力,增加吸水量。
二是对由于近井地带油层污染后,洗井仍没有达到配注的油层实施酸化或解堵措施,改善近井地带注入条件,提高小层吸水量。
⑵采油井调整
一是对于产液能力差,含水及流压低的井,对产液潜力层采取压裂上产措施。
截止到2013年8月,共编制实施油井压裂14口,对比初期效果日产液增加2168t,日产油增加42t,含水下降5.17%。
二是对于产液能力强,流压高的井,采取上调参措施,以改善本井开发效果。
截止到2013年8月共编制实施油井调大参数43井次,日产液增加189t,日产油增加16t,含水上升0.12%。
四、综合调整效果分析
1、注水状况得到改善,吸水厚度比例增加
一是井网加密后,油层动用状况得到改善
从同位素剖面上看,厚油层内折算有效厚度吸水比例由加密前的71.51%上升到加密后的84.08%,吸水比例增加了12.57%;薄差油层有效厚度的吸水比例由加密前的51.78%上升到59.27%,吸水比例增加了7.49%。井网加密后,油层动用状况得到改善。
二是井网加密后,采液、采油强度上升、注水强度下降
与加密前比,采液、强度分别上升了0.40m3/d.m及0.05m3/d.m;注水强度下降了1.30m3/d.m。
2、油层中液流方向发生变化,新老油井见到注水效果
一是转注后,原采油井增液明显,含水上升减缓
对比20口无措施原油井,转注后,日增液90t,日增油8t,含水上升了0.2%。
二是转注后,新钻加密井含水上升的同时增液明显
对比37口无措施加密油井含水变化,转注前后对比,日增液93t,日降油19t,含水上升了4.36%。
3、加密后,区块油水井比例趋于合理
通过井网加密和转注,区块由300m反九点法面积井网变为212m五点法面积井网。区块油水井数比由2.53下降到1.59,区块油水井比例趋于合理。
4、加密后,采油速度提高、含水上升速度减缓
区块年产油5.03×104t,其中三次加密井年产油3.14×104t。区块采油速度为0.48%,与加密前比提高了0.26%。
通过综合调整,2013年9月,该区块三次加密井综合含水为91.86%,日产液1407t,日产油115t,比2012年12月含水下降了0.13%,日产液上升190t,日产油上升了18t,开发效果得到改善。
五、认识与结论
⑴北北块二区过渡带通过井网三次加密,水驱控制程度提高了,油水井比例趋于合理。
⑵加密后,区块油层中液流方向发生变化,新老油井见到注水效果。
⑶通过优化注水方案调整,可有效的促进新老井注水量转移,控制加密井含水上升值。
⑷通过合理的提液措施,结合注水调整,可提高有效产出,改善区块开发效果。
⑸北北块二区过渡带通过井网加密后,降低了注水强度,缓解注采矛盾大的局面。
[关键词]综合调整 三次加密 过渡带
中图分类号:TQ581 文献标识码:A 文章编号:1009-914X(2014)41-0333-01
一、区块概况
北北块二区过渡带位于喇嘛甸油田北北块西部,面积3.63km2,开采层位为萨、葡油层,总地质储量1065.1×104t。于1975年投入开发,分三个开发阶段:一是基础井网开发阶段;二是局部一次加密、聚驱加密及二次加密阶段;三是聚驱上返及三次加密阶段。2010年针对区块井网适应性差、水驱控制程度低、采液、采油强度低、注水强度高、油水井数比不合理等问题,进行了三次加密调整。
二、三次加密前过渡带开发存在的主要问题
⑴水驱控制强度低
从水驱控制程度统计结果来看,加密前区块整体水驱控制程度偏低,水驱控制程度只有80%~85%,其中一、二条带水驱控制程度只有83.3%,多向水驱控制程度只有58.2%,而三、四条带只有一套井网,水驱控制程度更低为77.9%,多向水驱控制程度只有33.2%。
⑵采液、采油强度低,注水强度高
加密前,区块内43口采油井单井折算有效采液强度为2.58m3/d.m,折算有效采油强度为0.14m3/d.m,采液、强度较低;区块内注水井单井折算有效注水强度为7.09m3/d.m,注水强度较高。
⑶油水井比例不合理
研究结果表明:喇萨杏油田含水在90%时,合理的油水井数比为1.60:1左右。区块在加密前油水井比例为2.69,油水井比例偏高。
三、过渡带加密井区调整对策
1、区块开发初期存在的主要问题
⑴加密井含水上升快
三次加密井于2011年4月开始投产,截至年底,共投产采油井44口,综合含水86.99%,与投产初期相比,含水上升7.40%。
⑵加密后产量递减速度快、区块地层压力低
2011年下半年,统计该区块采油井静压值为11.19MPa,总压差为-0.12MPa。产油递减幅度大于50%的井占总井数的45.5%。
⑶注水井吸水状况差
区块内共有水驱注水井40口,出现平欠及不吸水井数10口,占总井数的25%。
2、综合调整方法研究
为改善区块开发效果,近两年,以新老井注水井注水转移、优化产液结构为中心,强化油水井方案的精细调整,努力提高有效注入及产出。
⑴注水井调整
①优化注入剖面调整,努力实现新老注水井注水量转移
一是加快油井转注力度,完善注采关系。目前已转注井22口,三次加密井投注1口,折算有效注水强度为4.63m3/(d·m)。
二是精细注入方案调整,有效减缓平面矛盾
针对高压高液面井组注水井下调配注13井次,与调前对比日实注减少了318m3/d;针对低压低液面井组注水井上调配注12井次,日实注增加了358m3/d。
②精细细分注水,缓解层间矛盾
对小层间注水状况发生变化的注水井实施层段细分,将沉积类型相似、水淹特征相近、吸水能力相近的砂体组合在一个层段内,减少层间干扰,促进注水量向动用较差层位转移。同时,配合注水井与新井连通层位,进行单卡加强注水。
③加大措施增注力度,改善注水井吸水状况
一是对油层发育差异大、层间干扰严重导致注水量逐渐下降的薄差油层实施压裂改造,提高油层渗透能力,增加吸水量。
二是对由于近井地带油层污染后,洗井仍没有达到配注的油层实施酸化或解堵措施,改善近井地带注入条件,提高小层吸水量。
⑵采油井调整
一是对于产液能力差,含水及流压低的井,对产液潜力层采取压裂上产措施。
截止到2013年8月,共编制实施油井压裂14口,对比初期效果日产液增加2168t,日产油增加42t,含水下降5.17%。
二是对于产液能力强,流压高的井,采取上调参措施,以改善本井开发效果。
截止到2013年8月共编制实施油井调大参数43井次,日产液增加189t,日产油增加16t,含水上升0.12%。
四、综合调整效果分析
1、注水状况得到改善,吸水厚度比例增加
一是井网加密后,油层动用状况得到改善
从同位素剖面上看,厚油层内折算有效厚度吸水比例由加密前的71.51%上升到加密后的84.08%,吸水比例增加了12.57%;薄差油层有效厚度的吸水比例由加密前的51.78%上升到59.27%,吸水比例增加了7.49%。井网加密后,油层动用状况得到改善。
二是井网加密后,采液、采油强度上升、注水强度下降
与加密前比,采液、强度分别上升了0.40m3/d.m及0.05m3/d.m;注水强度下降了1.30m3/d.m。
2、油层中液流方向发生变化,新老油井见到注水效果
一是转注后,原采油井增液明显,含水上升减缓
对比20口无措施原油井,转注后,日增液90t,日增油8t,含水上升了0.2%。
二是转注后,新钻加密井含水上升的同时增液明显
对比37口无措施加密油井含水变化,转注前后对比,日增液93t,日降油19t,含水上升了4.36%。
3、加密后,区块油水井比例趋于合理
通过井网加密和转注,区块由300m反九点法面积井网变为212m五点法面积井网。区块油水井数比由2.53下降到1.59,区块油水井比例趋于合理。
4、加密后,采油速度提高、含水上升速度减缓
区块年产油5.03×104t,其中三次加密井年产油3.14×104t。区块采油速度为0.48%,与加密前比提高了0.26%。
通过综合调整,2013年9月,该区块三次加密井综合含水为91.86%,日产液1407t,日产油115t,比2012年12月含水下降了0.13%,日产液上升190t,日产油上升了18t,开发效果得到改善。
五、认识与结论
⑴北北块二区过渡带通过井网三次加密,水驱控制程度提高了,油水井比例趋于合理。
⑵加密后,区块油层中液流方向发生变化,新老油井见到注水效果。
⑶通过优化注水方案调整,可有效的促进新老井注水量转移,控制加密井含水上升值。
⑷通过合理的提液措施,结合注水调整,可提高有效产出,改善区块开发效果。
⑸北北块二区过渡带通过井网加密后,降低了注水强度,缓解注采矛盾大的局面。