羅彩彩 (中石油大慶油田有限責任公司第九采油廠,黑龍江大慶 163853)

龍虎泡油田龍13-15井區(qū)行列切割注水研究

羅彩彩 (中石油大慶油田有限責任公司第九采油廠,黑龍江大慶 163853)

13-15井區(qū)加密調整后,由于油水井數比增加,注采不平衡和水井負擔重的矛盾再次突出,區(qū)塊地層壓力水平難以保持,老井供液能力明顯下降。同時,加密后薩葡油層水驅控制程度仍較低,層間和平面矛盾仍較突出,水驅動用狀況差異大的狀況急需改善,為提高該區(qū)塊的開發(fā)效果,有必要開展注采系統調整,進一步完善注采關系,改善區(qū)塊開發(fā)效果。結合剩余油分布研究成果,采用行列切割注水方式,探討了實施行列注水的注意事項,優(yōu)化了注水方案。監(jiān)測資料表明,行列切割注水方案提高了龍13-15井區(qū)的開發(fā)效果。

龍虎泡油田;龍13-15井區(qū);行列切割注水

1 基本概況

龍虎泡油田龍13-15井區(qū)位于黑龍江省杜爾伯特蒙古族自治縣境內,構造位置處于松遼盆地中央坳陷區(qū)龍虎泡-大安階地龍虎泡背斜構造北部。發(fā)育薩爾圖、葡萄花、高臺子油層,薩葡油層平均孔隙度18%,平均空氣滲透率32m D;高臺子油層儲層平均孔隙度13.5%,空氣滲透率0.51m D。原始地層壓力14.78MPa,飽和壓力10.78MPa。1997年采用300m×300m正方形反九點法井網相繼投產,進入中含水期后,進行了注采系統調整,逐步轉為五點法注采井網,2007年井區(qū)內采用對角線中心加密方式實施加密調整,形成了212m×212m反九點法井網。

2 區(qū)塊開發(fā)矛盾

該井區(qū)自2007年完成加密調整后,2008～2009年井區(qū)注采比保持在1.3左右,區(qū)塊開發(fā)矛盾凸顯,治理難度加大,主要表現為以下方面:①區(qū)塊油水井數比高、地層壓力水平低,含水上升和產量遞減速度快。區(qū)塊油水井數比為4.25∶1,過高油水井數比加劇了注水井負擔,地層壓力水平較低,僅11.10MPa;②水驅控制程度較低、多向水驅比例低。加密調整后,由于不連通厚度增加,區(qū)塊水驅控制程度為69.56%,多向水驅比例僅為56.78%;③低效、長關井比例較高,治理難度大。截止2009年12月井區(qū)共有長關低效井16口,占油井總井數的22.9%。其中由于注入水和地層水造成油井高含水共12口井,占長關、低效井總數的75%,是形成井區(qū)長關、低效井的主要原因。

3 行列注水試驗

依據井位分布 (見圖1),油藏數值模擬研究成果及生產動態(tài)數據,研究了剩余油分布特征。如圖2所示,剩余油主要富集于近東西向角井上。為了最大限度的挖掘剩余油,實現高含水砂體中由高含水部位向低含水部位水驅方式,最終選擇轉注東西向水井間加密井形成東西向行列注采井網。2010年1～5月龍13-15井區(qū)陸續(xù)完成轉注井29口。

圖1 龍13-15井區(qū)轉注井井位圖

1)合理協調新老井關系,提高注采開發(fā)效果。轉注初期,依據不同砂體類型和水淹狀況,合理匹配新老井注水強度。調整原則:老注水井注水量保持不變,轉注井高水淹層控制注水,低水淹層加強注水。轉注井平均單井日配注780m3,日實注809m3。加強注水層段10個,平均配注強度1.5m3/(m·d),控制注水層段63個,平均配注強度1.2m3/(m·d)。

受效期,根據不同的受效特征,合理調整新老井注水強度。主要采取老方向控制注水,新方向加強注水的原則。井區(qū)方案調整5口井,日注水量減少93m3。

2)實施精細細分及層段調整,提高油層動用程度。針對水井吸水差及縱向上層間干擾影響形成的剩余油,在水井上加大細分重組力度,通過細分及重組,降低無效注水,提高差層的吸水能力,減少層間干擾[1]。細分及層段調整5口井,吸水層數由22個增加到30個,吸水砂巖厚度由35.5m增加到47.6m。

3)實施精細周期注水,擴大注水波及體積。精細油藏描述研究結果表明,剩余油主要富集在主力油層中且分布零散,為此,繼續(xù)加大周期注水力度,擴大注水波及體積[2-3]。具體做法:對層段間含水差異在10%以上,采取層段周期注水,做到層停井不停;對層段間含水差異在10%以內,采取全井周期注水,做到點停面不停。共實施層段和全井周期注水15井次,統計周圍20口油井效果,日產液由155.6t下降到154.2t,日產油由30.6t略升到31.0t,含水穩(wěn)定在79.9%左右。

4)加大油井措施力度,有效挖潛剩余油。注采系統調整后,單砂體連通關系逐步完善,多向連通比例、水驅提高,有針對性進行措施挖潛,是提高油井產量的一項重要手段。具體做法:平面上對位于水淹帶邊部或局部砂體變差部位,注水受效較差的采油井實施壓裂措施改造,同時縱向上對高含水高產液的層進行封堵,減少層間干擾。共實施壓裂7口、壓堵結合2口、堵水1口。措施累積增油2803.5t。

圖2 龍13-15井區(qū)數值模擬剩余油分布圖

4 行列注水取得的效果

轉注后油水井數比由4.2∶1調整到1.5∶1,注采比由1.30提高到2.63,地層壓力逐步恢復,由11.35MPa上升到12.95MPa。統計轉注井區(qū)受效油井效果,對比受效前后,日產液由217.3t上升到241.3t,日產油由59.6t上升到63.9t,綜合含水由72.6%上升到73.5%。含水上升速度和自然遞減率得到有效控制,含水上升率由9.31%下降至4.43%,自然遞減率由24.34%下降到5.30%。

5 結論

1)行列切割式注采井網是龍虎泡油田龍13-15井區(qū)開發(fā)的有效方式。

2)加大油水井對應調整力度是保證注采系統調整區(qū)塊開發(fā)效果的關鍵。

3)進行行列切割式注水,能夠有效提高低滲透儲集層的水驅控制程度,改變水驅油的液流方向,提高注入水波及體積和驅油效率。

[1]李道品.低滲透砂巖油田開發(fā)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1997.

[2]李彥彬.特高含水期改善水驅開發(fā)效果的方法[J].油氣田地面工程,2008,27(8):84-85.

[3]胡水樂,王燕靈.注水油田高含水后期開發(fā)技術方針的調整[J].石油學報,2004,25(5):65-69.

[編輯] 李夢霞

TE357.62

A

1673-1409(2014)20-0118-02

2014-03-25

羅彩彩(1985-),女,助理工程師,現主要從事油田開發(fā)動態(tài)分析方面的研究工作。