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低渗透油田密井网条件下注水调整与控制研究

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地质 储层 沉积 地化 层序地层
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长江大学学报(自科版) 2013年1月号石油中旬刊第10卷第2期d 013,0 低渗透油田密井网条件下注水调整与控制研究关云东,于学文 (中石油吉林油田分公司扶余采油厂,吉林松原1 38000)[摘要]扶余油田是一个开采有50余年的陆上老油田,经过5次较大规模井网调整,尤其是从2003年开始的以二次开发为主题的整体调整改造,井网密度由调整前的47 1:3/:3/成了目前的密井网。通过调整改造使扶余油田再次焕发青春,原油产量重上100×104在密井网条件下,由于扶余油田渗透率较高,加大了注水方案调整与控制的难度,同时也给持续稳产百万吨带来了不利因素。主要介绍了密井网条件下通过强化动态分析,加强对区块动态形势的掌控,科学有效调整注水方案,加大注水配套措施的应用力度,提高注水波及体积来不断提高油田开发水平。[关键词]扶余油田;密井网;注水方案;注水配套技术[中图分类号] [文献标志码]A [文章编号]1673—1409(2013)02—0090—03扶余油田自2003年井网调整改造以来,形成了线性密井网,密井网的出现给稳油控水增加了难度。以注水政策为依据,以分析评价为基础,结合配套的注水技术对策,增强注水方案调整的及时性、敏感性、预见性尤为重要。同时采取配套注水技术对策措施,强化以水井为中心的平面注采关系的研究认识与改善对策,以能量保持满足油层潜力最大发挥为衡量标准,确保注水效果的发挥。1扶余油田油藏特征扶余油田位于松辽盆地南部中央凹陷区东缘,华字井阶地扶余三号构造上,是一个被断层复杂化的多高点穹隆背斜,属于在穹隆背景控制下受一定岩性因素影响的中低渗透构造、层状油藏。开采目的层为扶余油层和杨大城子油层,油层埋藏深度320~500m,油层有效厚度为m,平均孔隙度25%,空气渗透率180×10 肛油粘度为32~40s,原油密度0.865~0.89t/面粘度为32,原始地层压力4.4源来自西南方向的通榆~保康沉积体系。从区域沉积背景看,杨大城子组为典型的曲流河油藏,扶余油层段沉积主要处于大型浅水三角洲沉积体系,在总体水进背景下,储层为分支河道沉积,砂体连续性较好[1],呈连片状分布,纵向砂体叠置明显,油层以正韵律沉积为主,约占90%。扶余油田开发50多年,经历了溶解气驱上产阶段,注水初期降产阶段,一、二次调整阶段及综合调整上产阶段。井网经历了150、200夹二、两夹三、两夹四、两夹五行列井网及目前的油水井排距88m、井距100~150图1)。①献鲥一∥一K,黼镀{『穗蔫斟,五荟慧:麓粤嘉凇器;、粼毒一时间/余油田产油置、综合含水变化曲线图[收稿日期]2012一¨一04[作者简介]关云东(1973一),男,高级工程师,现主要从事油田开发方面的研究工作。摹簧如≈云东等:低渗透油田密井网条件下注水调整与控制研究2密井网条件下注采反应特点1)注采反应的敏感性扶余油田西区目前注采井网为线形井网,油水井排距88m。因为储层渗透率较高,非均质性强,油层连通性好,井距近,注采反应敏感,所以见效快。统计583口井存在着较明显的注采反应。如注水井X+1—10.2与油井X+2—10.4,注水注15现注水期间产液量上升,停注期间产液量下降,注采反应敏感(见图2)。2)无效水循环加重 通常无效水是指由注水井注入,从采油井采出,在地层中进行短路循环,既不能增加地下存水率,也没有起到驱油作用的水。扶余油田储层的沉积环境为水下三角洲前缘亚相和分流平原亚相,规模较大,微相主体为分流河道沉积,水下||I|||!!!一 时间/ 10.4井注采反应曲线图分流河道广泛发育,主力小层砂体连续性好,非主力小层砂体连续性较差,储层存在东西向裂缝,注入水顺着物源和裂缝方向突进,加之储层发育多为正韵律,底部水洗严重,这些都给无效水循环创造了条件。当采出程度达到10%以上,耗水量以45。斜率快速增长,油层进入明显出水阶段,单层突进、指进现象明显增多,导致大量无效水循环,系统负担沉重,经济效益低。从调整前后(见图3)对比,由于密井网的出现,无效水循环加重,水油比比值增大。3)地层存水率低 由于无效水循环严重,地下存水率低,导致地层压力得不到恢复。4)厚油层高渗条带产出,挖潜空间较大 从产出情况看(见图4),随着厚度的增加,产液强度越来越低,高渗条带产出明显,注入水驱油效率低下。12108薹e《420^. ≯ ▲ ,●. ∥∥~’◆●●● ,.。—,/ 调整前调整 调整后。 ...—1 【b—__... ..采出程度/%图3水油比与采出程度关系曲线图厚度分级图4厚度与产液强度关系曲线图3密井网条件下注水方案的调整与控制及配套注水技术对策1)及时调整注水方案,掌控区块开发形势在宏观注水政策指导下,利用油藏研究成果,科学制定注水方案‘1|。在制定单井注水方案上要做到“5个清楚”,实现“5个加强”,即油藏构造清楚、储层发育特征清楚、能量保持状况清楚、剩余油分布规律清楚、潜力发挥程度清楚;适当加强低含水层、差油层、低压层、调剖后层段及注采关系不敏感层段的注水。实现层间注水结构得到进一步优化,无效水循环得到控制,注采井组稳升率保持较高水平。如东38—8井组产液量、产油量持续下降,通过分析,在5月和8月分别对井组内2口水井进行方案调整,当月落实了方案,井组产液量逐步上升并稳定,产油量稳中有升,开发效果转好(见表1)。∞如∞如如咙巧加¨㈨吣41燃叮<艇扎叮1/震钆皿万方数据石油中旬刊*油气田开发工程 2013年1月2)应用周期注水技术稳油控水效果好 周期注水主要是通过实施不稳定注水,形成不稳定压力场,使流体重新分布,发生层间渗流,增大波及体积、提高驱油效率,从而改善开发效果。扶余油田垂向裂缝发育,正韵律底部发育高渗透条带,储层非均质性强,具备较好的周期注水技术应用条件。2008~2010年共计开展周期注水723井次,主要有排间轮注、层间轮注、全面间注3种方式,周期为注1月停1月,注水强度为1~2.0。实施周期注水后区块总体反映含水下降,递减减缓或不递减,通过实施周期注水能够改善区块开发效果(见表2)。3)细分注水层段,提高注水针对性 剖面上吸人和产出差异较大。统计近2年59口井吸水剖面资料,不吸水层数占21.7%,不吸水层数的厚度占总厚度16.9%;统计2009~2010年193口产液剖面资料,不产液层占统计层数的22.3%,厚度占19.8%。为了挖掘这部分层的潜力,有效动用资源,采用动、静结合,重新认识注水层段,优化潜力,有针对性的开展了注水井层段细分,从实施完的8口井情况看,效果较好(见表3)。表2 2008~2010年开展周期注水情况时间}应周围 累增油 区块含水 区块递减井数/口 油井/口 /t 对比/% /%表3注水井注水层段细分前后变化项目层段日囊液胪/2 445.4 3I.5 92.9 336细分后40 451 34.6 92.3 328对 比8 5.6 3.1 0.6 —84)采取水井高强度调剖堵水配套措施综合治理 调剖堵水技术是扶余油田改善水驱开发效果、减少无效水循环的有效手段。2005年以来扶余油田开展了大剂量深度调剖,有效的改善了区块开发效果。根据储层及密井网特点,调剖要解决2方面问题:一是针对储层裂缝发育的状况,调剖既要封堵水窜通道又要保持裂缝渗流能力;二是针对双重渗流介质中砂岩基质渗流能力差的状况,提高基质中原油渗流能力[2]。结合油藏精细研究成果,对比分析扶余油层吸水能力,确定了以下3种调剖实施方式,一是对水井的主力油层实施调剖,其他油层不调剖,二是全井段分层调剖,三是油井反向调剖。堵剂采用高强凝胶、弹性小颗粒类复合体系进行深部调剖,达到注得进、堵得住、存得久、用得起的目的。2008年对西二北区块44口注水井进行调剖,周围16口井油井进行堵水。调剖后2个月水井注入压力上升井30口,占调剖水井数68.2%,注入压力下降井14口,占调剖水井数31.8%。通过调剖、堵水综合治理后,区块采收率提高2.3%,在自然不递减情况下累增油9386t,平均单井增油212t;累减水22852t,平均单井减水519井含水下降3%~5%,地下存水率上升;调剖后区块注采关系得到改善,同时启动了新层,从前后可对比的示踪剂资料结果看,统计调剖前见剂的20个方向,调剖后有11个方向未监测到示踪剂,有7个方向见剂时间延迟,2个方向见剂提前,新增1个见剂方向。5)采取油井堵水配套综合治理 统计全厂日产液大于10日产液量占全厂53%;从分层产出情况看,有1/3层高产液、高产油、高含水,平均单层日产液9.0t,日产油0.33t,综合含水96.3%。从这部分层进一步分析看,1/4的层高产液、高含水、低产油,平均单层日产油0.06t,可以考虑永久封层,有3/4层具有一定的产油能力,采用机械堵水封掉了液量,损失了部分油量,封住了产液通道,这部分产层需进一步研究化学堵水技术,实现“堵而不死”目的[2J。统计近2年145口油井堵水情况(见表4)看,液量下降,含水下降,油量稳中有升。(下转第95页)枣瓣㈡万方数据第10卷第2期 陈晓艳:齐家北油田古708区块合理注水方式研究4方案实施效果根据研究结果,在齐家北油田古708区块实施注采比为1.2的同步注水方案。在2009年投注90口注水井,日配注1070注强度1.2~1.6m·d),其中受效井达到21口,受效比例为23%,取得了较好的开发效果。5结论和建议5.1 结论1)齐家北油田古708区块应采用同步注水的开发方案。2)齐家北油田古708区块采用注采比为1.2的开发方案较为合理。5.2建议1)考虑该研究区采取整体压裂方式投产,且砂体规模小,为有效延长低含水采油期,在保证注采平衡的基础上,应尽量降低初期注采比,防止油井过早见水。2)该研究区砂体类型以发育河道砂为主,水驱方向单一,为减缓注入水单向突进,应按砂体类型进行配注,对水驱方向少的河道砂采取低强度注水的方式;对规模较大且注采完善的小片席状砂采取高强度注水的方式。[参考文献]玉林.大庆西部外围特低渗透油田开发技术研究[D].大庆:大庆石油学院,2002.[2]李莉.大庆外围油田注水开发综合调整技术研究[D].北京:中国科学院研究生院,2006.[3]李结实,葛云凤,张扬凡,等.敖包塔油田合理注采比研究口].大庆石油地质与开发,2002,21(2):17—19.洪福,冯效树.萨中地区合理注采比研究[J].油气地质与采收率。2001,8(2):16—18.[5]王乃举.中国油藏开发模式总论北京:石油工业出版社,1999.[编辑] 李启栋(上接第92页)6)采取化学降粘措施改善类稠油区块流体流动性 “类稠油”是指扶余油田由于长期放空生产,原油轻质成分流失大,流体流动性变差,开采具有稠油特征,但稠而不粘,原油密度较低,因此定义为“类稠油”。主要位于扶余油田东区及边部,平均粘度43~117。“类稠油”区块开发效果差主要表现一表4堵水前后变化项目胪/洳 }堵前 20.6 0.5 97.6 310堵后 11.5 0.6 94.8 314对比 一9.1 0.1 —2.8 4是含水上升快、稳产时间短、产量递减快;二是区块注水开发指进现象严重,开发特点为低采出程度下进入高含水开发阶段,注采见效不明显,见效就见水。2009年在扶余油田东区边部进行了7口井的化学降粘试验,采取先调剖后降粘,通过计量泵将降粘药剂按照配比与注入水经过混合器后注入水井,周围油井取得了较好效果。注入后30个月后日增油能力达到8.3t,含水下降6.3%,一年内平均每个注采井组增油396t。4结 论1)水驱开发老油田进入高含水开采阶段以后,随着井网密度的增加,井距的减小,井间相互干扰更为严重。2)密井网条件下注采敏感,注采调控难度大,在做好精细注水调控的前提下,注够水和注好水是扶余油田在较长时间内提高采收率的一项最有效的办法,同时采取配套技术对策能够较好的改善区块水驱效果。[参考文献]道品.低渗透砂岩油田开发[M].北京:石油工业出版社,1997:154—170.香增.化学调剖堵水技术[M].北京:石油工业出版社,2002:230—245.[编辑] 洪云飞万方数据低渗透油田密井网条件下注水调整与控制研究作者: 关云东, 于学文作者单位: 中石油吉林油田分公司扶余采油厂,吉林松原,138000刊名: 长江大学学报(自科版)石油/农学中旬刊英文刊名: ,卷(期): 2013,10(1)参考文献(2条)渗透砂岩油田开发 香增 化学调剖堵水技术 2002引用本文格式:渗透油田密井网条件下注水调整与控制研究[期刊论文]科版)石油/农学中旬刊 2013(1)
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