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【摘要】贝尔油田于2007年投入开发,2009年7月实施注水开发,截止目前,累计注采比达到1.0,部分油井呈现出产量恢复、含水上升等受效特征。本文运用动、静态资料,分析油井受效特征,总结水驱特征与注水强度关系,摸索出通过控制合理的注水强度,提高水驱效果为中心的水驱调整技术,对提高水驱开发效果有一定的借鉴意义。
【关键词】 受效特征 水驱调整技术 注水强度
1 油井受效特征
油田裂缝方向主要是北东、北西两组裂缝,受效特征:
(1)油井集中在希60-56、希55-53、希53-51、希53-55、希60-62井组裂缝方向。
(2)位于井组构造高部位油井受效后,含水稳定,产量恢复。
(3)位于构造低部位油井受效后,含水易上升,治理难度大。
希61-55井位于希60-56井组构造高部位,受效后表现产量上升,含水稳定,水驱前缘监测资料显示,主力层N1Ⅰ1-N1Ⅰ3与N1Ⅰ4-N1Ⅱ1向希61-55均匀推进。
希51-57井位于希53-55井组构造低部位,受效后含水上升,治理难度大。产水层位主要是N1Ⅰ1-N1Ⅰ4与N1Ⅱ7层,对希53-55井下调配注,调整后对应油井含水稳定,但2012年5月开始含水又上升,治理难度大。
2 水驱调整技术研究
2.2 摸索合理注水强度
通过对水驱前缘监测资料解释分析,水驱波及面积受注水强度及水驱波及形状影响。统计油田受效效果稳定井组水驱前缘测试监测资料,发现水驱波及面积、水驱波及长度与宽度比值与注水强度都有一定的关系,当1.0m3/d.m <注水强度<2.5m3/d.m,水驱波及长度与宽度比值较小(比值越小,说明水驱更容易向周围均匀推进,比值越大,水驱更容易向周围单层突进),水驱波及面积较大,比较合理(图2)。
2.3 应用效果较好
执行按照注水强度范围标准,对注水强度偏大层段进行下调配注控制注水,有效控制含水上升。对注水强度偏小的非主力层段加强注水,有效降低产量递减。
针对注水强度偏大井组进行下调,实现控水增油。例希53-55井组希51-57井含水上升,主要是N1Ⅱ5-N1Ⅱ7层段注水强度偏大2.89m3/d.m,调整后注水强度变为0.8 m3/d.m,含水由80.5%下降至目前的70.4%,日增油1.0t/d,效果明显,有效控水增油。
针对注水强度偏小井组进行上调,加速受效,實现稳定含水增油。例希53-47井组希54-48井递减快,主要是N1Ⅱ1~N1Ⅱ7整体层段注水强度偏低0.8 m3/d.m,调整后注水强度2.14 m3/d.m,调整后日常油由2.5t/d上升至3.0t/d,含水稳定,实现增油效果。
统计油田实验区10口井35个配注层段,平均注水强度为1.52m3/d.m,注水强度介于1-2.5m3/d.m层段比例为100%,厚度比例为100%,注水强度合理。油田自然递减由2012年的19.8%,降低至目前的12.6%,目前产量呈现恢复状态,预计2013年自然递减8%,减缓递减10个百分点。2012年油田含水上升6个百分点,调整后含水下降3%百分点,预计2013年含水下降4百分点。
图2?希55-51区块注水强度与水驱波及面
积关系图
3 结论
(1)通过控制合理注水强度,提高水驱波及效果的水驱调整技术在贝尔油田的应用效果明显,实现控递减、控含水的、增产的目的。
(2)贝尔油田水驱调整技术的研究适应目前油田开发现状,随着油田开发的逐渐深入,水驱调整技术也将逐渐细化。
参考文献
[1] 金毓荪,等.陆相油藏开发论[M].石油工业出版社,2007,7
【关键词】 受效特征 水驱调整技术 注水强度
1 油井受效特征
油田裂缝方向主要是北东、北西两组裂缝,受效特征:
(1)油井集中在希60-56、希55-53、希53-51、希53-55、希60-62井组裂缝方向。
(2)位于井组构造高部位油井受效后,含水稳定,产量恢复。
(3)位于构造低部位油井受效后,含水易上升,治理难度大。
希61-55井位于希60-56井组构造高部位,受效后表现产量上升,含水稳定,水驱前缘监测资料显示,主力层N1Ⅰ1-N1Ⅰ3与N1Ⅰ4-N1Ⅱ1向希61-55均匀推进。
希51-57井位于希53-55井组构造低部位,受效后含水上升,治理难度大。产水层位主要是N1Ⅰ1-N1Ⅰ4与N1Ⅱ7层,对希53-55井下调配注,调整后对应油井含水稳定,但2012年5月开始含水又上升,治理难度大。
2 水驱调整技术研究
2.2 摸索合理注水强度
通过对水驱前缘监测资料解释分析,水驱波及面积受注水强度及水驱波及形状影响。统计油田受效效果稳定井组水驱前缘测试监测资料,发现水驱波及面积、水驱波及长度与宽度比值与注水强度都有一定的关系,当1.0m3/d.m <注水强度<2.5m3/d.m,水驱波及长度与宽度比值较小(比值越小,说明水驱更容易向周围均匀推进,比值越大,水驱更容易向周围单层突进),水驱波及面积较大,比较合理(图2)。
2.3 应用效果较好
执行按照注水强度范围标准,对注水强度偏大层段进行下调配注控制注水,有效控制含水上升。对注水强度偏小的非主力层段加强注水,有效降低产量递减。
针对注水强度偏大井组进行下调,实现控水增油。例希53-55井组希51-57井含水上升,主要是N1Ⅱ5-N1Ⅱ7层段注水强度偏大2.89m3/d.m,调整后注水强度变为0.8 m3/d.m,含水由80.5%下降至目前的70.4%,日增油1.0t/d,效果明显,有效控水增油。
针对注水强度偏小井组进行上调,加速受效,實现稳定含水增油。例希53-47井组希54-48井递减快,主要是N1Ⅱ1~N1Ⅱ7整体层段注水强度偏低0.8 m3/d.m,调整后注水强度2.14 m3/d.m,调整后日常油由2.5t/d上升至3.0t/d,含水稳定,实现增油效果。
统计油田实验区10口井35个配注层段,平均注水强度为1.52m3/d.m,注水强度介于1-2.5m3/d.m层段比例为100%,厚度比例为100%,注水强度合理。油田自然递减由2012年的19.8%,降低至目前的12.6%,目前产量呈现恢复状态,预计2013年自然递减8%,减缓递减10个百分点。2012年油田含水上升6个百分点,调整后含水下降3%百分点,预计2013年含水下降4百分点。
图2?希55-51区块注水强度与水驱波及面
积关系图
3 结论
(1)通过控制合理注水强度,提高水驱波及效果的水驱调整技术在贝尔油田的应用效果明显,实现控递减、控含水的、增产的目的。
(2)贝尔油田水驱调整技术的研究适应目前油田开发现状,随着油田开发的逐渐深入,水驱调整技术也将逐渐细化。
参考文献
[1] 金毓荪,等.陆相油藏开发论[M].石油工业出版社,2007,7