论文部分内容阅读
【摘要】单六西单元位于单六块西部,随着勘探开发程度的不断提高,受老区井况逐年恶化、水淹加剧,平面、层间矛盾日益突出,油井综合含水持续上升,停产井逐渐增加等诸多因素影响,挖潜难度逐年加大。针对以上客观事实,近年来在高含水老区立足治水,长停井扶停,挖掘层内、层间及平面潜力。本文主要根据该区块油井历周生产情况及剩余油分布规律,摸排高含水停产井,采取大修、防砂扶停及转周扶停等措施,实施层内挖潜,挖潜层内剩余油。通过对该区块目前现状的分析和总结,结合今年的主要工作,对存在的问题进行深度剖析,加深了对该区块的认识,并提出了下步的工作方向。
【关键词】潜力;采收率;工作方向
1.单6-10-3井区滚动扩边的潜力
单6-10-3井属于单六西沙三段,射开ES3,1082.0m-1098.0m,16m/2层,该井为2011年单六西的开发滚动新井,先期采取压裂、绕丝管防砂方式,第一周2011.1.12-1.29日注汽,注汽量3480吨,干度为70.4%,流温流压资料显示:井内全部为蒸汽,注汽效果较好。
单6-10-3井第一周2.6-2.9日放喷,最高油压5MPa,放喷时峰值温度97度,峰值液量68.9吨,峰值油量3.3吨,含水95.1%。2.16日下泵开井,开井后采用电加热,液面下降快,2.16、18、21日测试液面分别为152米、528米、843米,说明该井地层能量不足。开井后峰值温度82度,峰值液量26.1吨,峰值油量12.9吨,含水50.3%。为延长生产周期,3.13日采取单井拉油措施,放大生产压差,5.4日停井转周,累计生产78天,周期产油478吨,产水1002吨,综合含水67.9%。化验粘度为14520毫帕.秒。第二周转周6.17-7.1日放喷,放喷峰值液量66.7吨,峰值温度97度,峰值油量11.6吨,最高油压6.0MPa。7.9日下泵开井,本周开井后温度、液量都不是很高。但是从第一周和目前的生产状况来看,平均每天产油7t左右,说明该区块具有进一步的挖潜能力。
通过对该区块的深入研究,根据该区块的特点以及潜力,目前厂地质所已经对该区初步部署15口油井待实施。
2.完善动态井网,提高采收率
单六西因大面积水淹,油井高含水停产井多,措施、转周选井困难,另外加上井间汽窜平频繁、出砂等现象,直接影响正常生产。因此需要进一步深入井间、层间剩余油分析,从停产井中寻找潜力点,积极开展油井扶停措施。
3.尋找剩余油
翻开 “油井档案”,逐井仔细研究推敲,并绘制开采现状图,发现6-10X42井区、6-16X12井区、6-10N12井区、单115西部井区等井网控制程度差,累采油量比较低,剩余油较为富集。因此,确认从这3个区域挖潜剩余油。
4.确定潜力井点
翻开 “油井档案”,深入研究这些区域的油井井筒状况,优选潜力井点。通过多次对比分析,综合考虑,发现6-10X42,6-16X12,6-10N12具备扶停条件,是我们的理想选井。
从这3口井的井筒状况来看,都有防砂管柱,历周作业情况显示,只有6-10N12井略有出砂迹象,其余2口没有出砂史,因此,可以不用重新防砂。
5.优化措施方案,确保成功扶停
从油层物性来看,单6-16X12井2层渗透率差异较大,具备调剖的潜力,但是考虑到成本因素,以及该井区属于强边水水淹区,调剖后效果不是很好。因此,放弃调剖,采取蒸汽吞吐转周进行扶停。
6.利用井下热联通,合理安排转周时机
8.几点认识
(1)含水率上升是油田开发后期普遍存在的问题,单六西区块受边水和底水的影响,含水较高,应该进一步加深(下转第318页)(上接第316页)认识。
(2)通过测试吸气剖面,观察油井吸汽情况,确定下步措施。
(3)加强剩余油研究,完善动态井网,开展低效、高含水、停产井治理工作。
(4)作业、注汽、生产等环节是紧密相连的,需要进一步完善配套工艺技术。
(5)单6-10-3新增区块具有较大的潜力,在整个区块含水相对较高的阶段,开辟新的生产单元能较好的促进油田开发。
(6)结合各种监测资料,深度认识油藏,根据剩余油分布规律,挖潜区块剩余油。 [科]
【参考文献】
[1]采油工. 北京:石油工业出版社,2004.
[2]沈琛等编.采油与注水.山东:石油大学出版社,2000.8.
【关键词】潜力;采收率;工作方向
1.单6-10-3井区滚动扩边的潜力
单6-10-3井属于单六西沙三段,射开ES3,1082.0m-1098.0m,16m/2层,该井为2011年单六西的开发滚动新井,先期采取压裂、绕丝管防砂方式,第一周2011.1.12-1.29日注汽,注汽量3480吨,干度为70.4%,流温流压资料显示:井内全部为蒸汽,注汽效果较好。
单6-10-3井第一周2.6-2.9日放喷,最高油压5MPa,放喷时峰值温度97度,峰值液量68.9吨,峰值油量3.3吨,含水95.1%。2.16日下泵开井,开井后采用电加热,液面下降快,2.16、18、21日测试液面分别为152米、528米、843米,说明该井地层能量不足。开井后峰值温度82度,峰值液量26.1吨,峰值油量12.9吨,含水50.3%。为延长生产周期,3.13日采取单井拉油措施,放大生产压差,5.4日停井转周,累计生产78天,周期产油478吨,产水1002吨,综合含水67.9%。化验粘度为14520毫帕.秒。第二周转周6.17-7.1日放喷,放喷峰值液量66.7吨,峰值温度97度,峰值油量11.6吨,最高油压6.0MPa。7.9日下泵开井,本周开井后温度、液量都不是很高。但是从第一周和目前的生产状况来看,平均每天产油7t左右,说明该区块具有进一步的挖潜能力。
通过对该区块的深入研究,根据该区块的特点以及潜力,目前厂地质所已经对该区初步部署15口油井待实施。
2.完善动态井网,提高采收率
单六西因大面积水淹,油井高含水停产井多,措施、转周选井困难,另外加上井间汽窜平频繁、出砂等现象,直接影响正常生产。因此需要进一步深入井间、层间剩余油分析,从停产井中寻找潜力点,积极开展油井扶停措施。
3.尋找剩余油
翻开 “油井档案”,逐井仔细研究推敲,并绘制开采现状图,发现6-10X42井区、6-16X12井区、6-10N12井区、单115西部井区等井网控制程度差,累采油量比较低,剩余油较为富集。因此,确认从这3个区域挖潜剩余油。
4.确定潜力井点
翻开 “油井档案”,深入研究这些区域的油井井筒状况,优选潜力井点。通过多次对比分析,综合考虑,发现6-10X42,6-16X12,6-10N12具备扶停条件,是我们的理想选井。
从这3口井的井筒状况来看,都有防砂管柱,历周作业情况显示,只有6-10N12井略有出砂迹象,其余2口没有出砂史,因此,可以不用重新防砂。
5.优化措施方案,确保成功扶停
从油层物性来看,单6-16X12井2层渗透率差异较大,具备调剖的潜力,但是考虑到成本因素,以及该井区属于强边水水淹区,调剖后效果不是很好。因此,放弃调剖,采取蒸汽吞吐转周进行扶停。
6.利用井下热联通,合理安排转周时机
8.几点认识
(1)含水率上升是油田开发后期普遍存在的问题,单六西区块受边水和底水的影响,含水较高,应该进一步加深(下转第318页)(上接第316页)认识。
(2)通过测试吸气剖面,观察油井吸汽情况,确定下步措施。
(3)加强剩余油研究,完善动态井网,开展低效、高含水、停产井治理工作。
(4)作业、注汽、生产等环节是紧密相连的,需要进一步完善配套工艺技术。
(5)单6-10-3新增区块具有较大的潜力,在整个区块含水相对较高的阶段,开辟新的生产单元能较好的促进油田开发。
(6)结合各种监测资料,深度认识油藏,根据剩余油分布规律,挖潜区块剩余油。 [科]
【参考文献】
[1]采油工. 北京:石油工业出版社,2004.
[2]沈琛等编.采油与注水.山东:石油大学出版社,2000.8.