| 标题 | ＳＤ过渡带３００ｍ地区注采系统调整 |
| 范文 | 吕 艳 摘要:调整了SD过渡带300地区一次加密调整井实施注采系统关系,抓住区块调整的有利时机,在低产低效井中应用补孔等综合治理的配套方法,进一步挖掘剩余油潜力,增加了可采储量,保持了区块稳产,改善了薄差油层的动用状况。结果表明,注采系统调整是高含水开发后期提高区块多向水驱控制程度、改善注水状况、缓解区块矛盾,提高油田最终采收率有效手段。 关键词:SD过渡带注采系统调整综合治理效果 SD过渡带300m地区位于萨尔图油田南部开发区东部,北起南二区五丙排,南至南三区六丙排,葡Ⅱ组油层内油水边界线以外,萨Ⅱ组油层外油水边界线以内油水过渡带地区。SD过渡带300m地区采用井距300m的四点法面积井网布井,开采萨葡油层,2000年1-3条带采取在基础井网组成的三角形中心布井,构成线状注水的方式,进行了一次加密调整,调整对象为原井网未动用及动用差的薄差油层及表外储层,油水井井距175m。 一、开发主要矛盾 (1)井网油水井数比偏大,抑制了油田产液量的提高。SD过渡带300m地区一次加密井网方案设计油水井数比1.68:1,对照某队实际油水井数比2.02:1。由于投产初期在注水井排上设计了采油井,造成采油井点多,注水井点少,区块多向水驱控制程度低,油层动用程度不均,区块驱油效果差,不能满足油田提液的需要。 (2)注采对应率低抑制了油田的注水开发。由于一次加密井开采的是薄差油层及表外储层,与基础井网和二次加密井网对应率低,导致大部分井、层长期处在有采无注或有注无采的状态。 (3)注水井负担重,启动压力高,吸水能力差,不利于套管防护。统计加密井网30口注水井,平均单井注水压力为12.85MPa,允许压力13.48MPa,油允压差0.63MPa,日配注90m3,日实注64m3,其中完不成配注12口,油允压差0.51MPa,日配注80m3,日实注44m3。由于注水状况差,满足不了井网采油井进一步提高产液量的需求,采油井供液不足,低效井比例高。统计沉没度低于100m采油井17口井,占开井数28.1%,单井沉没度43.88m,因供液能力差而低效关井的采油井10口,稳产难度大。 (4)注采压力系统不合理。对比某队15口油井测压资料,静压9.47MPa,流压3.15MPa,总压差-0.1MPa,生产压差6.32MPa,生产压差大,不利于套管保护。 二、注采系统调整方案编制 (1)方案调整总原则。在东部过渡带精细地质研究的基础上,通过对油田开发中存在的矛盾深入分析,通过油井转注及注水井压裂、酸化等措施合理调整注水结构,确保注采平衡,同时对采油井采取补孔、压裂、堵水、换泵、调参等综合治理措施,减缓油层开采的矛盾,从而有效地控制治理区的自然递减和含水上升速度,达到提高采油速度,保持注采平衡和预防套损的目的。在保证现有井网的完整性和系统性的基础上,以提高区块多向水驱控制程度为目的,选择相邻含水高,低产采油井进行转注,减少了因油井转注造成的产量损失,减缓了套损井区注采完善程度低的矛盾,同时利用了低效、无效井,完善井区注采关系,局部形成线状注水与四点法注水相结合的注水方式,注采系统调整井网关系要相对均匀,有利于后期调整和利用。 (2)转注方式的确定。该区转注对象主要为加密注水井排上的采油井,转注后形成线状注水方式,以此为基础,我们考虑了三种转注方案。 方案一:按照加密调整方案要求,在1-3条带,转注注水井排上的采油井,形成完整的线状注水方式。结果:转注油井18口。优点:保持了井网的完整性,有利于开发后期进一步挖潜。缺点:转注井数多,日影响产量高达60吨,转注后对全区产量影响较大;另外,部分缓注井身状况不符合转注要求,个别井区注水井泄压井点少,注大于采。 方案二:保持现有井网的完整性和系统性,对产量高的缓注井点不予转注,形成线状注水方式。结果:转注油井16口。优点:保持了井网的完整性,避免了因油井转注造成的产量损失。缺点:部分井区注采不完善,转注后全区多向水驱控制程度提高幅度小,同时个别井区注水井泄压井点少,注大于采,不利于整体开发效果的改善。 方案三:在保证现有井网的完整性和系统性的基础上,以提高区块多向水驱控制程度为目的,对单井产量高、井身套管严重变形或井区泄压点少的缓注井原则上不予转注,选择相邻低产采油井进行转注,完善井区注采关系,局部形成线状注水与四点法注水相结合的注水方式。结果:转注油井17口,与理论计算结果基本吻合。优点:基本保持了井网的相对完整性,减少了因油井转注造成的产量损失,缓解了套损井区注采完善程度低的矛盾,同时利用了部分低效、无效井。缺点:部分井区井网不规则,并且在产量较高井区未设计转注井,需要在高含水后期进一步进行调整。通过综合分析确定:“方案三”为SD过渡带300m地区加密井网注采系统调整方案。 三、综合治理 3.1油井措施 为了提高薄差油层和表外储层动用程度,提高加密注水井与采油井及原井网采油井的射孔对应率,能够充分发挥一次加密采油井的作用,缓解层间矛盾,完善注采关系,对采油井进行补孔、换泵等措施进行综合治理。 (1)对采油井采取补孔措施,增加与水井的对应率,降低油层压力,预防套损,并且在油井转注后,增加了注水方向,改善水驱效果。采取补孔措施共5口,平均单井补开砂岩厚度17.97m,有效厚度6.35m,措施后日产液342t,日产油22t,与措施前对比日增液329t,日增油20t,平均单井日增油4t,目前平均单井日增油2.4t,措施后效果较好。 (2)采取换大泵2口井,措施后日产液57t,日产油6t,与换泵前对比日增液17t,日增油3t,平均单井日增油2t,年累积增油289t,措施后效果较好。同时油井转注后该井区内泵况变差井及时上检泵作业,我队转注井区内共有5口井上检泵作业,检泵作业后平均单井日增油2.7t。 3.2水井措施 某队转注7口井中有2口井采取压裂措施,共压裂6个小层,压裂砂岩厚度29.9m,有效厚度4m,压裂前平均单井油压13.5MPa,单井日配注40m3,单井日实注13m3,压裂后油压8.57MPa,单井日实注48m3,压裂前后对比油压下降4.93MPa,日增实注35m3,累积增注5514m3。酸化3口井酸化前平均单井油压13.7MPa,单井日配注40m3,单井日实注14m3,酸化后油压12.94MPa,单井日实注40m3,酸化前后对比油压下降0.76MPa,日增实注26m3,累积增注3074m3。为保证转注井区的注采平衡,先期对新老井水量进行合理匹配,转注井区内的老注水井方案下调4口井。日配注由200m3下调到130m3,日降配注70m3,日实注由210m3下降到130m3,日降实注80m3。 四、调整效果 (1)注采系统调整方案效果。我队油水井数比由未转注前的由2.17:1下降为1.34:1,同时注采比也由2.21下降到目前的1.49,许多油井长期供液不足,处于有采无注状态,不能满足油田提液的需求,目前油水井数趋于合理,并且由于油井的转注完善了注采关系,改变液流方向,扩大波及体积,改善了开发效果。 (2)油层动用状况得到改善,可采储量增加。注采系统调整后,由于增加了水驱控制程度,油层动用状况得到改善,统计转注井区有产液剖面资料对比的3口油井,砂岩动用比例提高了5.62个百分点,有效动用比例提高了6.43个百分点。 (3)注采系统调整后产量递减减缓。注水方式由笼统注水改分层注水,其中方案上调了6口井,注采系统调整后转注井区开发效果较好。2005年11月份与转注初期对比日配注由300m3上调到375m3,日增配注75m3,油压由9.9MPa上升到11.42MPa,上升了1.52MPa,日实注由291m3上升到372m3,日增实注81m3。井区连通16口油井,2005年11月份日产液697t,日产油45t,综合含水93.5%,沉没度604.37m,日增液324t,日增油15t,含水上升1.58个百分点,沉没度上升63.89m;与2004年12月份对比日增液66t,日增油6t,含水下降0.28个百分点,沉没度上升71.81m。 五、结束语 优化转注方式、转注井的选择以及油水井补孔,完善单砂体注采关系,并在精细地质研究的基础上,合理划分转注井注水层段,搞好新、老注水井水量的最佳匹配,是注采系统调整的关键。对于发育较差的油层,油水井同时进行综合治理可以得到较好的治理效果。补孔作为完善注采关系的方法之一,可适当加大补孔在调整中所占的比例,最大限度减少油井转注导致的产量损失,增加液流方向,提高水驱控制程度。◆ 参考文献: [1] 王俊魁.油气藏工程方法研究与应用[M].北京:石油工业出版社,1998. |
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