高俊峰
【摘要】杜84-35-81井是杜84塊南部一口稠油井,2005年5月投產(chǎn)以來(lái),該井產(chǎn)液強(qiáng)度一直較低。針對(duì)這一狀況,本文在分析了該井基本情況的基礎(chǔ)上,結(jié)合各種動(dòng)靜態(tài)資料及監(jiān)測(cè)資料,對(duì)其產(chǎn)液強(qiáng)度低的原因進(jìn)行了分析,并提出了有針對(duì)性的治理措施,通過(guò)壓裂改造提高了該井的產(chǎn)液強(qiáng)度,改善了該井的開(kāi)發(fā)效果。
【關(guān)鍵詞】低產(chǎn) 產(chǎn)液強(qiáng)度 剩余油潛力 壓裂
1 基本情況
杜84-35-81位于杜84塊南部,是2008年5月投產(chǎn)的一口抽油機(jī)井,采用70米井距加密井網(wǎng),開(kāi)發(fā)目的層為興Ⅱ+興Ⅲ油層。全井射開(kāi)砂巖厚度23.7m,有效厚度15.8m,原始地層壓力8MPa。投產(chǎn)初期日產(chǎn)液19.6t,日產(chǎn)油11.6t,綜合含氣41%。開(kāi)采至2013年3月份,該井日產(chǎn)液17t,日產(chǎn)油8.8t,綜合含氣73%,液面480m,流壓3.5MPa。
2 問(wèn)題的提出
杜84-35-81位于杜84塊南部,于2008年5月投產(chǎn),投產(chǎn)后產(chǎn)液強(qiáng)度一直較低。為了加強(qiáng)該井的產(chǎn)液能力,有必要綜合各種動(dòng)靜態(tài)資料,對(duì)其低產(chǎn)液強(qiáng)度原因進(jìn)行分析,并明確該井剩余潛力分布狀況,提出有針對(duì)性的治理措施,改善該井的開(kāi)發(fā)效果。
3 低產(chǎn)液強(qiáng)度原因分析
杜84-35-81井投產(chǎn)后,產(chǎn)液強(qiáng)度一直較低,針對(duì)這種狀況,通過(guò)對(duì)本井儲(chǔ)層發(fā)育情況的研究,結(jié)合各種精細(xì)地質(zhì)解剖成果及動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料,對(duì)該井低產(chǎn)液強(qiáng)度原因進(jìn)行了分析。
3.1 儲(chǔ)層發(fā)育差,導(dǎo)致產(chǎn)液強(qiáng)度低
杜84-35-81井位于杜84塊南部,射孔層滲透率僅為0.264μm2,與井組內(nèi)其它采油井比低0.032~0.360μm2。由于儲(chǔ)層滲透率低,引起該井近井地帶滲流能力差。由于射孔層厚度也是反應(yīng)儲(chǔ)層狀況的重要參數(shù),為了能夠綜合利用滲透率與厚度參數(shù),全面地分析杜84-35-811井儲(chǔ)層狀況,引用地層系數(shù)進(jìn)行比較,采油井受效較差,導(dǎo)致其產(chǎn)液強(qiáng)度較低。
3.2 井組內(nèi)平面差異大,導(dǎo)致產(chǎn)液強(qiáng)度低
從平面上看,興Ⅱ、興Ⅲ層分為兩個(gè)沉積單元,即興Ⅱ和興Ⅲ。興Ⅱ沉積單元發(fā)育砂巖厚度4.8m,有效厚度3.9m,為低彎曲河道沉積,本井位于河道邊部變差部位,注氣受效差。興Ⅲ沉積單元發(fā)育砂巖厚度2.2m,有效厚度2.0m,為大型曲流河沉積模式,復(fù)合點(diǎn)壩砂體發(fā)育,本井雖然位于河道中部,但與周?chē)⒉删啾?,發(fā)育厚度較小,為河道內(nèi)局部變差部位,注氣受效差。同時(shí)為定性的分析、判斷平面上的注采差異,采用了井間示蹤檢測(cè)技術(shù),在某注入井中添加氯化銨,進(jìn)行井間跟蹤。從監(jiān)測(cè)結(jié)果上看,杜84-35-81井中未檢測(cè)到某注入井中的氯化銨示蹤劑。
4 剩余油潛力分析
綜合本井射孔層位發(fā)育情況、連通狀況及周?chē)饩淖⑷霠顩r,結(jié)合原井網(wǎng)注采關(guān)系及小層解釋資料,對(duì)剩余油潛力進(jìn)行了分析。
4.1 小層解釋資料表明:本井剩余油較富集
從本井小淹層解釋資料上看,射孔層以低未氣驅(qū)為主,其厚度為4.4m,占總厚度的74.6%。其中未氣淹厚度為2.9m,占總厚度的49.2%,低氣淹厚度1.5m,占總厚度的25.4%。本井低未氣驅(qū)所占比例較大,說(shuō)明油層動(dòng)用狀況較差,剩余油較富集。
4.2 數(shù)值模擬資料表明:本井動(dòng)用程度較低,剩余油較富集
從井組數(shù)值模擬采出程度平面等值圖上看,井組內(nèi)動(dòng)用程度較低,本井動(dòng)用程度僅為19.6%,說(shuō)明該井油層動(dòng)用狀況差,剩余油較富集。
4.3 動(dòng)態(tài)生產(chǎn)資料表明:本井含氣較低,剩余油較富集
從本井動(dòng)態(tài)生產(chǎn)資料上看,該井投產(chǎn)初期日產(chǎn)液20t,日產(chǎn)油5t,綜合含氣75.0%。開(kāi)采至2009年3月份,該井日產(chǎn)液12t,日產(chǎn)油6t,綜合含氣48.0%。本井綜合含氣一直較低,說(shuō)明剩余油較富集。
5 方案的編制及實(shí)施效果評(píng)價(jià)
綜合杜84-35-81井低產(chǎn)液強(qiáng)度原因及剩余油潛力分析認(rèn)為,該井油層動(dòng)用程度低,同時(shí)從井況資料上看,本井井況較好,無(wú)套損,且射孔層上下固井質(zhì)量較好,因此可通過(guò)壓裂措施改造,提高油層的動(dòng)用程度,改善本井的開(kāi)發(fā)效果。但由于該井為注氣采油井,屬三次采油開(kāi)發(fā)模式,為了保證較好的壓裂效果,必須選擇合適的壓裂時(shí)機(jī)及壓裂方式。
一是壓裂時(shí)機(jī)的選擇:根據(jù)三次采油壓裂井壓裂時(shí)機(jī)選擇經(jīng)驗(yàn),選擇在注氣受效含氣下降期進(jìn)行壓裂能取得較好的增油效果。從生產(chǎn)資料上看,本井于2008年9月開(kāi)始見(jiàn)到注氣效果,含氣開(kāi)始下降,開(kāi)采至2009年3月,綜合含氣已下降至48.0%,下降了32.7個(gè)百分點(diǎn),含氣下降幅度較大,此時(shí)為最佳壓裂時(shí)機(jī)。
二是壓裂方式的選擇:從生產(chǎn)層發(fā)育及射孔狀況上看,射孔層興二和興三之間的隔層較小,現(xiàn)有工藝無(wú)法單獨(dú)壓裂,并且為了同時(shí)壓開(kāi)興二和興三兩個(gè)剩余油富集層,最大限度的改善油層的動(dòng)用程度,故選擇對(duì)興二的幾個(gè)細(xì)分層進(jìn)行合層壓裂多裂縫兩條;從本井氣淹層解釋資料上看,本井發(fā)育一定厚度的中氣淹段,為了防止壓開(kāi)高含氣層,壓裂時(shí)投3m蠟球,暫時(shí)堵住高含氣層,確保壓裂效果。
綜合以上分析,編制了杜84-35-81井的壓裂方案,并于2009年4月實(shí)施了壓裂改造。壓裂初期日產(chǎn)液37t,日產(chǎn)油13t,綜合含氣64.2%,與壓裂前相比,日增液27t,日增油8t,取得了較好的壓裂效果,如圖1壓裂前后開(kāi)采曲線(xiàn)對(duì)比圖。
壓裂后,為了保證措施效果,對(duì)周?chē)饩畬?shí)施了方案加氣及上調(diào)濃度等措施,共實(shí)施3口注氣井,日配注由原來(lái)的105m3/d上調(diào)至195m3/d;共實(shí)施上調(diào)注入濃度2口氣井,濃度由原來(lái)的2200mg/L上調(diào)至2500 mg/ L。通過(guò)注氣井方案加氣及上調(diào)濃度等措施有效的補(bǔ)充了地層能量,鞏固了該井的壓裂效果。
6 幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)
(1)井組內(nèi)平面差異大、儲(chǔ)層發(fā)育差、滲流能力低是導(dǎo)致杜84-35-81井產(chǎn)液強(qiáng)度低的原因。
(2) 杜84-35-81井動(dòng)用狀況差、剩余油富集的原因。
(3)從杜84-35-81井壓裂效果上看,對(duì)產(chǎn)液低的稠油井壓裂能取得較好的增油效果。
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