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论特高含水期注采系统完善的调整

更新时间 2009-8-20 12:19:01 点击数:

论文关键词】油田开发 注采系统 治理措施【论文摘要】提出完善注采系统与完善单砂体注采关系相结合的方法,对部分井区的注采系统进行调整。结果表明,完善单砂体注采关系是提高水驱控制程度和采油速度的有效措施,对异常高压层的不同成因采取不同的治理,可使沉没度上升,产油量增加,含水率下降,各层压力趋于平衡,有效控制产量自然递减率和套损速度。 
  油田开发进入高含水期后,各套井网间含水差距越来越小,注水低效、无效循环越来越严重,开发难度加大。为此,必须实施精细挖潜,通过注水井细分层注水、油井精细堵水、补孔等措施,既可控制区块含水率上升速度,又可完善低含水层的单砂体注采关系,提高水驱控制程度。尤其套损严重的区块,完善注采系统十分必要。
  1.存在问题
  (1)高含水低产低效井数较多。油田开发即将进入特高含水期,三套井网间含水率差仅为7.51%,因此控制注水低效无效循环仍是一个严重的问题。
  (2)套损隐患未完全消除。通过预测,有12口井已发生套损未被发现,其中油井10口,注水井2口。区块间和井网间地层压力分布不均衡是造成套管损坏的主要原因。
  (3)大修井较多监测力度较小。部分注水井大修后,随着注水时间的延长,尤其是实施密封加固措施的注水井,密封加固段易发生漏水现象,对井区套管保护将产生不利影响。为了消除隐患,应加强大修井监测力度,重点以密封加固修井方式为主,包括大修后同位素测试调查;大修后固井质量调查;大修后动管柱情况调查。
  2.完善注采系统
  2.1 实施注水井修井、增加水驱控制程度
  某地区于某年实施二次加密调整,某年开始发生集中套损,为此加大注水井修井力度和井况调查力度。到2006年,完善注采系统57口井,其中大修39口,侧斜11口,更新7口,日恢复注水3 524 m3。新增注水井点18个,日增加注水量1 025 m3,使油水井数比由1.92:1下降到1.63:1,多向连通比例增加12.1%,水驱控制程度提高18.4%,产量递减得到有效控制,自然递减下降2.34%。尤其是二次加密井网,自然递减率由22.38%下降到15.53 %,下降6.85%,年套损井数下降到5口。
  2.2 实施钻投补充井、提高表外储层动用程度
  A区经过二次加密调整后,薄差油层的动用状况有所改善,但是表外储层和部分因套损影响严重的油层动用不够理想。另外,二次加密注水井投注时兼顾老油井的供液,射开层位好于二次油井,因此在现有井网控制不住地区需要钻投补充新水井,最大程度地提高表外储层的动用程度,增加可采储量。同时治理无效、低效油井。2003年,在B行列地区钻投二次加密补充井5口,周围9口二次加密油井受效,日增油12t,含水率下降2.8%,平均单井日增油1.3t,自然递减率下降2.54%。
  2.3 实施油井侧斜挖掘剩余油
  套损最为严重的区块,加大侧斜井力度后,套损形势趋于稳定。某区块共实施57口井,其中更新7口,侧斜11口,大修39口。区块注采系统相对完善。该区块位于构造的最高点,在注水开发过程中,因重力等作用,水沿相对的部位窜流,剩余油则富集于相对高的正向构造区。某年选定12口油井实施侧斜,优选关井前产量较高、套管损坏较早、处于构造高点、周围注水井近两年大修或侧斜的井区。投产初期日产液260t,日产油79t,综合含水率为69.6%,沉没度为424 m,截止目前,累计增油14.642×104t。油井侧斜调整后,原来的高压层,得到平面协调,压力更加均衡,高压层可以转化成正常生产层。如果单纯通过控制注水,存在一定的隐患,如固井质量变差,易形成管外窜槽。而油井侧斜增加采出井点后,即使固井质量变差也不会影响到油田开发。在老套损区,利用现有井网,应用油井侧斜技术完善注采系统,可提高水驱采收率。
  2.4 完善单砂体注采关系
  (1)以控制低效无效循环为主,兼顾套损防治,实施细分层注水。由于常规措施控制含水率的作用逐渐减弱,因此以细分层为主的注水井方案调整,控制注入水低效、无效循坏是高含水期控制含水上升速度的主要手段。某年共实施31口井,其中细分9口,测调14口,周期注水8口,控制无效注水17.684×104m3,控制无效产液13.641×104t,多产油1.235×104t。
  (2)以治理低效井为主,实施油井精细堵水、补孔挖潜技术。应用精细地质研究成果寻找剩余油潜力,进行综合措施挖潜。对于层间矛盾突出,单层突进的低效油井实施堵水2口,控制无效产水1.825×104t;对于局部注采相对完善断层附近易蹩压井区,选择剩余油富集的小层补射,实施油井补孔6口,日产油由12 t上升到47 t,综合含水率由79.3%下降到74.7%,沉没度由138 m上升到259 m。截止目前,已累计增油2.356×104t。
  2.5 控泄结合、以控为主
  结合各层系井网的注采系统和单砂体注采关系的完善程度,分析异常高压层形成的地质因素和开发因素,对平面注采系统进行调整。非均衡注水造成的压力失衡包括有注无采和注大于采2种类型。统计某厂此类高压层层位分布零散,主要集中在萨Ⅱ5-16和萨Ⅲ组油层的上部。由于注水强度过大导致异常高压的治理,应坚持“控泄结合”以“控”为主的原则。
  (1)有注无采型。从油层平面相带图可以大致掌握各岩相单元分布的组合特点、渗流方向、油水运动规律及注水受效情况,在各方向异性的渗流场中找到压力较高的部位。W井1999年压裂时,发现套管在萨Ⅲ4变形,最小变径为110 mm。该井区萨Ⅲ4层以表内主体薄层砂沉积为主,非主体薄层砂以局部小片状分布于表外储层之间,并且有较大面积分布的尖灭区。W井区由于被断层和尖灭区遮挡,形成了相对独立的注水单元,相邻注水井W和R射开了坨状的表内主体薄层砂,而W油井未射孔。R井1994、1996年2次同位素资料反映该层绝对吸水量分别为23 m3和30 m3;R井1997年吸水剖面反映萨Ⅲ4层绝对吸水量为30 m3,采出井点J井1996年已堵掉了萨Ⅱ11及下油层,该层处于有注无采的状态。利用一次加密和二次加密井的测井曲线,估算该井区萨Ⅲ4小层的总压差由调整前的2.25 MPa提高到1998年二次加密调整时的3.49 MPa,同时,该井区测压油井3口,平均总压差高达2.45 MPa,说明整个井区已处于高压状态。纵向上,相邻油层与萨Ⅲ4小层压力差异很大,上部萨Ⅲ3油层估算总压差为-1.09 MPa,下部萨Ⅲ5油层总压差为0.35 MPa,最高压差达到3.50 MPa。这样,平面的注采不协调导致萨Ⅲ4油层蹩压,纵向上形成较大的层间压差,最终促使其套变。为了防止W井区萨Ⅲ4层异常高

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