论文部分内容阅读
[摘 要]以孤东油田七区西Ng上63+4为具体研究对象，对不稳定注水中影响产量因素进行了分析。通过油藏工程方法、渗流理论对高压自喷井区渗流机理进行研究，制定合理的地层压力差及注采比，放大生产压差，取得了良好效果，探索了一条特高含水单元不稳定注水实施过程中配套有效措施合理开发的新模式。
[关键词]孤东油田；生产压差；矿场实践；应用
中图分类号：TE348 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）14-0168-01
前言
孤东63+4单元属于河流相疏松砂岩油藏，长期以来由于产量负荷重，经多年高速开发，暴露出诸多矛盾，主要表现为注采结构和产量结构不合理，地层压力水平较高，油层大孔道和管外窜严重。综合含水高，采出程度达到39.1%，年总递减达到7%以上，地层压力较高，压降为-0.7MPa，大孔道现象严重，导致注入水无功循环，而且高压注水对地层和管柱伤害程度大，导致单元开发效益较低。从2010年实施以降水为主的不稳定注水，取得明显效果。
1 地质概况和开发问题
七区西63+4单元位于孤东披覆构造东翼，含油面积9.58Km2，生产层位Ng上63+4或Ng上63（Ng上64），北片63與64大片连通，南片63与64之间的隔层发育，平均有效厚度8.8m，地质储量1674×104t。属辫状河沉积，油层非均质性严重，具有高渗透、高饱和、岩石表面亲水等特征。原始油层平均渗透率2000—4000×10-3um2，平均孔隙度33.5%，地下原油粘度77mPa.s，地面原油粘度800mPa.s，原始地层压力13.3MPa，饱和压力12.1MPa，地饱压差1.2MPa。受构造控制，东北部有不同程度的边水存在，原始油水界面在1334m—1347m之间。（1）长期强注强采导致大孔道窜层严重。由于产量负荷重，该单元投入开发以来，采液强度、注水强度逐渐加大，随日注、日产液的大幅度上升，日产油却逐渐下降，递减逐渐加大，出现典型指数递减规律，强注强采导致单元注采矛盾突出，大孔道、窜层现象严重，应用大孔道定量描述技术、吸水剖面和吸水指示曲线，结合油水井历史开发数据综合分析，确定有42口油井存在大孔道，占总井数的52.5%。同时根据声波变密度测井资料和生产数据的综合分析，有5口井存在管外窜槽问题。低水驱效率成为影响开发效果的主要矛盾。长期的高注采强度造成地层压力高且不均衡，给油水井作业带来困难，对地面系统也有不利影响，相应注水管网压力也较高，引起注水泵站能耗高，管线易磨损穿孔，进一步影响油田开发效益的提高。（2）生产压差不合理，影响不稳定注水效果。通过孤东油田不稳定注水机理研究成果和不稳定注水周期公式，为改善单元开发效果，运用渗流力学理论和油藏数值模拟等方法，编制实施了以降水为主的不稳定注水调整方案。实施不稳定注水后，地层压力有所下降，注采结构有所改善，但由于单元自喷井较多，占开井数的53.3%，且自喷井区大孔道发育，不稳定降水降低了注水压力，在没有开抽提液前，油井流动压力变化不大，从而造成注采压差的减小，缩小注水波及体积，注入水大部分沿大孔道无效采出。影响单元不稳定注水效果。统40口自喷井液量下降4200t/d，占单元液量下降的89%，含水上升0.15%，日油下降40t/d，占单元产量下降的110%。因此，结合单元实际，开展了单元合理生产压差的研究，在此基础上利用自喷转抽提液来放大压差，以扩大注水波及体积，改善注采剖面，提高单元开发效果。
2 渗流机理研究
2.1 合理生产压差的确定
通过井底流动压力近似公式，计算该单元目前平均生产压差0.65MPa，与合理生产压差相比小0.8MPa。放大生产压差一是提高地层压力，流动压力保持不变；二是地层压力不变，减小流动压力；由于目前地层压力很高，提液提水难度都很大，只有地层压力下降到一定程度，降低乃至杜绝自喷生产，适当机采提液，才能有条件增大生产压差，换言之，目前只能采取降低注水量来增大生产压差。因此需降低地层压力，在降水降压的基础上，实施喷转抽有效提液，达到合理生产压差。
2.2 合理注采比的确定
根据孤东油田馆陶组注水开发的动态影响因素数值模拟研究[3]，随着注采比的增大，相同采出程度下含水变高，当注采比为1.0时含水率比注采比0.9时的含水率最大只相差2%左右，而注采比为1.1时的含水率比1.0的含水率却相差8%-10%左右。对不受边底水影响或影响较小的单元，地层总压降大于确定的合理压降时，需要提高地下能量，注采比要高于1.0，但不能过高，确定为1.1为上限；对于地层压降在合理范围内的，注采比保持在0.9-1.0即可；对于地层压降小于合理压降甚至地层压力高于原始地层压力的单元，要降低注水量，但注采比过小不利产量的稳定，因此确定63+4单元合理注采比为0.90。降低注采比：一是降低注水量，二是提高液量。根据不稳定注水机理研究，降水已达到方案设定目标，因此只有对自喷井制定开抽提液措施，降低注采比，从而有效放大生产压差。
2.3 改善注采剖面机理
根据达西公式液体流量与压力差呈正比关系。由于纵向低渗层段的渗流阻力较大，可以通过增大压差，提高低渗层段的产液量。因此随着对液量下降较大的自喷井及时开抽提液，有效放大生产压差，既可挖掘低渗或不连通油层潜力，又可增大不稳定注水附加压力差，使低渗区液体流向高渗区，同时改善水井吸水剖面，提高不稳定注水效果。
3 现场应用及效果
为挖掘低渗区剩余油潜力，首先根据目前自喷井区不稳定注水日注为4100m3/d，要达到的合理注采比0.9，日产液需达到4500t/d，根据抽油机生产的实际情况，确定开抽的标准是液量降低到相当于70泵×3×9×75%生产时（112t/d），液量低于这个值后通过开抽可以提液保证产液量，从而保证不稳定注水的效果。⑴ 含水下降产量上升。液量上升377t/d，含水下降0.8%，油量上升27t/d。计算该井开抽前后生产压差增大1.2MPa。⑵ 改善了吸水剖面 扩大了波及体积。根据实施前后吸水剖面监测资料对比，水淹程度低储量动用差的63层吸水好+吸水较好的厚度百分数上升12.7%，水淹程度高动用好的64层吸水好+吸水较好的厚度百分数下降17.7%，吸水状况趋于均衡，总吸水厚度增大，扩大了水驱波及体积。从原油物性对比看原油物性可对比井23口，其中有18口原油密度、16口粘度上升。平均粘度上升462mPa.s，平均密度上升0.0029g/cm3。水性资料对比33口，其中有25口矿化度上升。平均矿化度上升589mg/L。说明通过不稳定注水的实施，地下油气水重新分布，有效扩大了波及体积。增加可采储量16.9×104t，提高采收率1.01%。⑶实现了强注强采向良性开发的转变。地层总压降由原来的-0.5MPa下降到-0.09MPa，生产压差由0.65 MPa上升到1.0 MPa。注水强度由29.2m3/m下降到20.1m3/m，采液强度由19.4t/m下降到16.1t/m，注采比由1.2下降到1.0。
4 认识与体会
⑴孤东油田主力单元进入特高含水开发后期，普遍存在综合含水高，采出程度高，剩余可采储量采油速度高的“三高”特点，通过深化油藏认识及剩余油分布规律研究，仍有进一步提高采油率的潜力。⑵ 七区西63+4单元已进入特高含水开发后期，由于大孔道，导致注入水的低效循环，在实施以降水为主的不稳定注水过程中，把握时机放大生产压差，发挥低渗透层、低水淹段的潜力，是提高不稳定注水效果的关键。⑶实施不稳定注水过程中实施喷转抽放大生产压差，是改善注采剖面、挖掘剩余油潜力的必要条件，取得良好效果的关键。
[关键词]孤东油田；生产压差；矿场实践；应用
中图分类号：TE348 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）14-0168-01
前言
孤东63+4单元属于河流相疏松砂岩油藏，长期以来由于产量负荷重，经多年高速开发，暴露出诸多矛盾，主要表现为注采结构和产量结构不合理，地层压力水平较高，油层大孔道和管外窜严重。综合含水高，采出程度达到39.1%，年总递减达到7%以上，地层压力较高，压降为-0.7MPa，大孔道现象严重，导致注入水无功循环，而且高压注水对地层和管柱伤害程度大，导致单元开发效益较低。从2010年实施以降水为主的不稳定注水，取得明显效果。
1 地质概况和开发问题
七区西63+4单元位于孤东披覆构造东翼，含油面积9.58Km2，生产层位Ng上63+4或Ng上63（Ng上64），北片63與64大片连通，南片63与64之间的隔层发育，平均有效厚度8.8m，地质储量1674×104t。属辫状河沉积，油层非均质性严重，具有高渗透、高饱和、岩石表面亲水等特征。原始油层平均渗透率2000—4000×10-3um2，平均孔隙度33.5%，地下原油粘度77mPa.s，地面原油粘度800mPa.s，原始地层压力13.3MPa，饱和压力12.1MPa，地饱压差1.2MPa。受构造控制，东北部有不同程度的边水存在，原始油水界面在1334m—1347m之间。（1）长期强注强采导致大孔道窜层严重。由于产量负荷重，该单元投入开发以来，采液强度、注水强度逐渐加大，随日注、日产液的大幅度上升，日产油却逐渐下降，递减逐渐加大，出现典型指数递减规律，强注强采导致单元注采矛盾突出，大孔道、窜层现象严重，应用大孔道定量描述技术、吸水剖面和吸水指示曲线，结合油水井历史开发数据综合分析，确定有42口油井存在大孔道，占总井数的52.5%。同时根据声波变密度测井资料和生产数据的综合分析，有5口井存在管外窜槽问题。低水驱效率成为影响开发效果的主要矛盾。长期的高注采强度造成地层压力高且不均衡，给油水井作业带来困难，对地面系统也有不利影响，相应注水管网压力也较高，引起注水泵站能耗高，管线易磨损穿孔，进一步影响油田开发效益的提高。（2）生产压差不合理，影响不稳定注水效果。通过孤东油田不稳定注水机理研究成果和不稳定注水周期公式，为改善单元开发效果，运用渗流力学理论和油藏数值模拟等方法，编制实施了以降水为主的不稳定注水调整方案。实施不稳定注水后，地层压力有所下降，注采结构有所改善，但由于单元自喷井较多，占开井数的53.3%，且自喷井区大孔道发育，不稳定降水降低了注水压力，在没有开抽提液前，油井流动压力变化不大，从而造成注采压差的减小，缩小注水波及体积，注入水大部分沿大孔道无效采出。影响单元不稳定注水效果。统40口自喷井液量下降4200t/d，占单元液量下降的89%，含水上升0.15%，日油下降40t/d，占单元产量下降的110%。因此，结合单元实际，开展了单元合理生产压差的研究，在此基础上利用自喷转抽提液来放大压差，以扩大注水波及体积，改善注采剖面，提高单元开发效果。
2 渗流机理研究
2.1 合理生产压差的确定
通过井底流动压力近似公式，计算该单元目前平均生产压差0.65MPa，与合理生产压差相比小0.8MPa。放大生产压差一是提高地层压力，流动压力保持不变；二是地层压力不变，减小流动压力；由于目前地层压力很高，提液提水难度都很大，只有地层压力下降到一定程度，降低乃至杜绝自喷生产，适当机采提液，才能有条件增大生产压差，换言之，目前只能采取降低注水量来增大生产压差。因此需降低地层压力，在降水降压的基础上，实施喷转抽有效提液，达到合理生产压差。
2.2 合理注采比的确定
根据孤东油田馆陶组注水开发的动态影响因素数值模拟研究[3]，随着注采比的增大，相同采出程度下含水变高，当注采比为1.0时含水率比注采比0.9时的含水率最大只相差2%左右，而注采比为1.1时的含水率比1.0的含水率却相差8%-10%左右。对不受边底水影响或影响较小的单元，地层总压降大于确定的合理压降时，需要提高地下能量，注采比要高于1.0，但不能过高，确定为1.1为上限；对于地层压降在合理范围内的，注采比保持在0.9-1.0即可；对于地层压降小于合理压降甚至地层压力高于原始地层压力的单元，要降低注水量，但注采比过小不利产量的稳定，因此确定63+4单元合理注采比为0.90。降低注采比：一是降低注水量，二是提高液量。根据不稳定注水机理研究，降水已达到方案设定目标，因此只有对自喷井制定开抽提液措施，降低注采比，从而有效放大生产压差。
2.3 改善注采剖面机理
根据达西公式液体流量与压力差呈正比关系。由于纵向低渗层段的渗流阻力较大，可以通过增大压差，提高低渗层段的产液量。因此随着对液量下降较大的自喷井及时开抽提液，有效放大生产压差，既可挖掘低渗或不连通油层潜力，又可增大不稳定注水附加压力差，使低渗区液体流向高渗区，同时改善水井吸水剖面，提高不稳定注水效果。
3 现场应用及效果
为挖掘低渗区剩余油潜力，首先根据目前自喷井区不稳定注水日注为4100m3/d，要达到的合理注采比0.9，日产液需达到4500t/d，根据抽油机生产的实际情况，确定开抽的标准是液量降低到相当于70泵×3×9×75%生产时（112t/d），液量低于这个值后通过开抽可以提液保证产液量，从而保证不稳定注水的效果。⑴ 含水下降产量上升。液量上升377t/d，含水下降0.8%，油量上升27t/d。计算该井开抽前后生产压差增大1.2MPa。⑵ 改善了吸水剖面 扩大了波及体积。根据实施前后吸水剖面监测资料对比，水淹程度低储量动用差的63层吸水好+吸水较好的厚度百分数上升12.7%，水淹程度高动用好的64层吸水好+吸水较好的厚度百分数下降17.7%，吸水状况趋于均衡，总吸水厚度增大，扩大了水驱波及体积。从原油物性对比看原油物性可对比井23口，其中有18口原油密度、16口粘度上升。平均粘度上升462mPa.s，平均密度上升0.0029g/cm3。水性资料对比33口，其中有25口矿化度上升。平均矿化度上升589mg/L。说明通过不稳定注水的实施，地下油气水重新分布，有效扩大了波及体积。增加可采储量16.9×104t，提高采收率1.01%。⑶实现了强注强采向良性开发的转变。地层总压降由原来的-0.5MPa下降到-0.09MPa，生产压差由0.65 MPa上升到1.0 MPa。注水强度由29.2m3/m下降到20.1m3/m，采液强度由19.4t/m下降到16.1t/m，注采比由1.2下降到1.0。
4 认识与体会
⑴孤东油田主力单元进入特高含水开发后期，普遍存在综合含水高，采出程度高，剩余可采储量采油速度高的“三高”特点，通过深化油藏认识及剩余油分布规律研究，仍有进一步提高采油率的潜力。⑵ 七区西63+4单元已进入特高含水开发后期，由于大孔道，导致注入水的低效循环，在实施以降水为主的不稳定注水过程中，把握时机放大生产压差，发挥低渗透层、低水淹段的潜力，是提高不稳定注水效果的关键。⑶实施不稳定注水过程中实施喷转抽放大生产压差，是改善注采剖面、挖掘剩余油潜力的必要条件，取得良好效果的关键。