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现场调查纯油区东部油田产量低效益差的成因和对策

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论文摘要

  前言大庆油田萨北开发区水驱经过多次的加密调整、综合治理,增加可采储量逐年减少,措施挖潜效果变差,剩余油分布日趋复杂,控水挖潜的条件逐渐变差。结合2011年1月纯油区东部的月生产数据,整个区块水驱油井平均日产油小于1t的低产低效井共82口,占全部井数的11.3%。由于产量下降,导致单位操作成本不断增加,效益变差井逐年增多,油田开发经济效益变差,成为制约油田发展的一个重要因素。

  1、低产低效井的判别

  本文研究的重点是萨北开发区纯油区东部的老井,目前我厂对于低产低效井的判定是日产油量小于1.0t的采出井。

  此外,若油井产量在界限以下,但产量处于稳定上升阶段,则不属于低效益井;油井因生产措施或其它原因,当月生产不正常,导致产量低于关井界限,而其它时间产量较高时,不属于低效益井。

  客观的说,低产低效井的存在严重制约了整个油田的经济发展速度,因此对于低产低效井必须进行合理分析和有计划的综合治理。

  2、低产低效井的类型与成因

  为了从本质上治理低效井,除了要了解研究目标区块的实际生产情况之外,更要结合当前数据资料,从而相应的解决方法。在精细地质研究的基础上,通过测产、含水化验、电流测量、示功图测试等采油技术手段,结合录井测井等地质数据分析,把成因主要分为以下4种类型。

  2.1构造、断层因素制约油井受效程度

  从构造图上分析低效低效井的成因,如果目标低效井处于整个构造的高点,那么会因为重力作用导致注入水向上推进较慢,从而致使油井受效差;而从断层面图上来分析油井低产低效的问题,可以看出,断层的遮挡会使注水方向单一,造成目标油井与周围连通水井连通性变差,注采关系不完善。纯油区东部这类低效井有6口,占低效井比例7%。

  2.2储层非均质性影响油层动用程度

  萨北开发区储层的非均质性存在普遍,由于纯油区东部低渗透油层物性差,结构复杂、非均质性严重,也成为形成低产低效井的最主要的原因之一。关于纯油区东部储层非均质一般分为两种类型:

  2.2.1层间矛盾突出,抑制中低渗透层的动用

  纯油区东部属河流-三角洲沉积体系,在储集层形成过程中,大的厚的油层与薄差层、表外层交互分布,造成纵向上物性差异较大,层间干扰矛盾严重,造成层间的相互干扰,在开发上暴露出层间矛盾大、动用差的问题。纯油区东部这类低效井有43口,占低效井比例的52%。

  2.2.2平面矛盾明显,井区间形成剩余油

  由在同一地质沉积时期,由于距离物源远近不同,容易造成同一砂体不同部位物性并不相同,其厚度也不一致。在整个水驱开发历史过程中,水线在不同方向上推进速度就不一致,导致而物性差方向上的油井动用差,物性较好方向上的油井易水淹。纯油区东部这类低效井有19口,占低效井比例的23%。

  2.3连通水井注水量下降,供液能力不足

  结合两年来地质动态数据来看,发现某些注水井在泵压、油压、套压没有变化的情况下,注水量大幅下降。进行洗井后测试,压力水量仍无变化。我们排除了压力表不准、水表卡或堵塞、工艺流程的闸门闸板脱落、水嘴或滤网堵塞等地面和井下原因。那么这类井吸水能力下降的因素是来自地层的。从井组连通关系上看,这类井射开厚度大,与周围油井连通较好。结合近几年测过的静压资料上来看,动态数据变化情况等,认为层段吸水变差应该由是油层被脏物堵塞或层间干扰增大等原因造成的,阻塞了油层的吸水能力。

  纯油区东部套损情况比较严重,目前已发现套损注水井待大修共31口,日影响注水4287m,使套损井区注采不平衡,造成油井形成低压低效井。此外,纯油区东部共有11口不吸水关井的注水井,影响日注水量335m。

  3、低效井综合治理手段

  3.1套损井大修更新,完善注采关系。

  完善注采关系是治理低效井、提高最终采收率的根本措施。受注水井套损影响,使油井处于有采无注的注采不完善状态,成为供液不足井。对套损井及时大修更新,可以有效控制低产低效井周围油井产量递减、含水上升的速度。

  两年来,纯油区东部陆续对北2-5-更水168等10口注水井进行大修,对北1-丁1-更57等一口井进行注水井更新。

  平均日恢复注水2336m,平均单井回升流压0.11MPa。周围连通无措施采油井平均单井日增液1.7t,平均单井日增油0.3t。【表1】

  3.2加强水驱综合调整,为低效井治理夯实基础纯油区东部水驱方案调整在“四个精细”的指导下,以提高油层动用程度、改善无效低效循环、均衡地层压力为目的,精细方案分类调整,见到较好效果。

  为缓解区块井段长、多油层合采下的层间矛盾,两年来细分和重组调整123口井,层段增加142个,平均日配注增加5m,日实注增加11m。周围无措施油井平均单井日增液1.2t,日增油0.12t。另一方面,合理选择增注措施,为低效井增液驱油夯实基础。截止到目前,共实施注水井酸化39口,酸化后初期平均单井注水压力下降了0.92MPa,日实注增加25m;注水井压裂20口,压裂后初期平均单井注水压力下降了0.82MPa,日实注增加32m。周围无措施油井平均单井日增液2.1t,日增油0.24t。

  3.3压裂改造薄差层,提高油层供液能力

  针对低产低效井是否可以压裂,要考虑以下几个方面:

  (1)剩余油饱和度较高,采出程度小于20%。

  (2)与周围水井的连通方向要大于2个。

  (3)层间渗透率极差在2.0以上。

  (4)全井中动用程度较差的层与高含水层夹层厚度应该不小于3.0m。

  在精细分析纯油区东部储层的地质条件后,在搞好注水的前提下,结合各种动态监测资料确定潜力层实施压裂改造,根据单井地质条件选择恰当的工艺,缓解了层间矛盾并提高油层供液能力。

  2011年1月到2012年9月,纯油区东部对12口低效井分34段进行压裂改造,其中普通压裂20段,多裂缝12段,选择性压裂2段。压后平均单井日增油5.1t,含水下降3.9个百分点,缓解了层间矛盾并提高油层供液能力,取得了较好的效果。

  3.4堵水和堵压相结合,改变液流方向,缓解层间矛盾进行堵水或堵压措施之后,改变了注入水在油层中原来稳定注水时形成的固定水流方向,把高含油饱和度区的原油驱出,或在微观上改变渗流方向引起水相渗透率的变化来提高可动油饱和度,最终达到改善水驱油效果的目的。

  两年来,共堵水5口,堵掉5个层,堵水措施段平均单井砂岩厚度22.4m,平均单井有效厚度15.5m,平均单井日增油2.03t,平均单井含水下降1.2个百分点;实施堵压结合7口,平均单井日增油3.3t,含水下降5.5个百分点。

  3.5补孔与换泵相结合,完善砂体对应关系

  根据精细地质研究成果--沉积相带图,对储层、单井精细分析后摸索出注采对应率低的井进行补孔或补孔与换泵相结合,完善砂体对应关系、提高产能。

  如2011年1月份针对注采关系不完善的长关井B3-362-63进行补孔,并补孔后换大泵,措施后单井日增液86t,日产油2.9t,取得了较好的治理效果。

  4、整体经济效果评价及分析

  对比2011年1月至2012年9月,纯油区东部共治理低效井28口,累计增油2.67*104t,扣除成本获得经济效益为1684.28万元。取得了比较理想的效果。在治理的28口油井中,其中的22口目前效果较好,4口井目前见效一般,2口效果较差,针对见效差的2口井,具体分析其原因主要是地层自身条件差,措施见效时间短,费用成本高等。

  5、结论与认识

  (1)根据萨北开发区纯油区东部的油水井数比和水驱控制程度评价结果,认为目前应对低产低效井进行综合调整措施。调整的措施手段主要是油水井大修,油井压裂、补孔、三换,水井压裂、酸化、调整等(2)在治理纯油区东部低产低效井的过程当中,要积极采取以调整注水为主,油水井各种措施协调并用,从根本上解决低产低效井给目前纯油区东部生产带来的问题。

参考文献