油田稳产（通用7篇）
油田稳产 篇1
摘要：根据某油田特殊的地质条件和开发现状, 利用前人研究成果, 通过地质、测井、生产动态资料, 系统总结了该油田高效开发模式, 并针对目前存在的问题, 提出了下步稳产对策, 对其他高含水油田开发模式研究具有一定的指导意义。
关键词：油田,地质,开发,稳产
1 油田地质特点
某油田主构造为一个被多条断层切割的、不对称高角度背斜, 两翼倾角由上至下变陡。油田内有7条断层, 均分布在主构造轴部, 以垂直构造轴向为主, 其中车挡断层最大, 把油田切割为南、北两部分, 断层走向北东45~35°, 倾角15~70°, 延伸长度达4km以上, 最大落差1000m。油田为多层砂岩油藏, 共有10个油组36个小层, 138个油砂体。油砂体大小相差悬殊, 由于沉积和构造因素影响, 油田出现断鼻、背斜、岩性构造等多种油藏类型。
2 该油田高效开发成功经验模式
2.1 开发初期精雕细刻、因地制宜编制了不同类型油藏的开发方案。
如潜四段油藏原油性质好、产能较高, 但油层厚度变化大, 因而采取了分而治之的办法。主构造陡窄, 采用300m三角形井网布井;而对中区北部物性差, 构造倾角较小, 采用面积注水方式开采;对中区南部油层发育、构造陡, 采用边缘注水方式开采;对两翼分布的东区、西区和构造西北部的北区, 由于油层单一, 含油面积较大, 均采用400m井距正方形井网、面积注水方式开采。
2.2 积极开展各类先导试验, 指导了开发方案有效实施。
针对该油田不同类型油藏特点, 开发初期开展了一系列先导试验。
2.2.1 开辟了注水试验区。
选择北部尖端区试验确定注水方式, 方案分别在边外、边缘和边内各布1口注水井。注水3个月后, 内部注水井王3-水11井仅注1.29×104m3水, 邻井水淹停喷。经水文勘探证实, 北断块沿轴向渗透性特高, 两井约距300m, 在不到半小时就可收到邻井压力激动信号。因而北断块最终选择边外注水。同时, 搞清了层间吸水差异, 为油藏分层注水方案打下了良好的基础。
2.2.2 将控水稳油贯穿整个中高含水期全过程。
a.及时调整注采方向。该油田西区油层单一, 物性较差, 由于非均质影响出现部分井单方向见水快, 含水上升快、水淹快。采取关闭高含水井, 并转注部分油井, 有效地控制了注入水单向突进, 使该单元采油速度2%以上, 年续稳产8年, 综合含水控制很好。b.抽稀井网, 细分层系调整。以油组为单元对潜三段南断块潜31、潜32分两套层系开发, 同时对低渗透层潜32油组进行压裂改造, 引效增产, 使出力差层的潜力得到了利用。c.局部注采井网完善, 增产、增注措施调整。重点完善了东区、西区、的注采井网, 井距由400~800m加密至600~800m, 同时对注水井采取增注措施, 在采油井进行酸、压、堵、补增产措施调整效果好。d.滚动开发, 挖掘深层低渗透油藏潜力保稳产。该油田43油组属深层低渗透油藏, 该油藏面积大、油层薄、物性差, 埋深3400m左右。初期按600m井距正方形井网部署, 采取逐年完善, 先后仅钻开发井16口, 采油速度最高达1.39%, 1991年降至0.29%, 仍有相当面积没钻井, 有一定增储上产的潜力。1994年对各区潜43油组进行了重新认识, 开展精细油藏描述、储层横向预测等研究, 逐年对该油藏滚动扩边, 同时配套低渗透油层改造技术, 见到明显效果。
2.2.3 高含水开发后期剩余油跟踪分析研究, 在富集区巧打高效调整井。
根据该油田10年剩余油跟踪研究成果, 在剩余油富集区部署实施高效调整井, 取得了较好增产效果。“九五”以来在老区剩余油富集区钻调整井46口, 钻井符合率96%, 其中油井38口, 初期日产在10t/d以上的高产井占55%以上。老区新井五年累积增油413×104t。
2.2.4 配套完善适应油田地质特点的采油工艺技术。
该油田在钻井、油层认别、采油方式、采油工艺上都有不同于其他陆相沉积油田之处, 配套开采盐湖油田的工艺技术直接关系到油田开发效果。
经多年实践攻关, 现已形成较为成熟的配套工艺技术。在油层认识方面, 不断完善了泥浆测井系列, 油层、水层、干层和水淹层等解释符合率较高;在油井低含水阶段, 采用掺水解盐技术, 克服了油井结盐, 保证油井正常生产;为抽油井分层资料录取, 发展了环空测试技术, 准确反映了分层动态;为提高盐水条件下抽油泵泵效, 研制了防腐耐磨泵;为实现分层注水, 研制了耐压35MPa、耐温150℃的深井分注配套工具;研究形成了中子寿命测井和氯能谱测井, 为剩余油研究提供了宝贵的测试资料;针对物性差异、低渗透层改造, 综合常规工艺、形成了“注压抽”配套技术, 在油藏整体调整中发挥了重要作用。通过配套完善一系列调剖堵水、清蜡防盐、压裂酸化、油井深抽提液、水井增压增注等工艺技术措施。老井措施增油效果显著。
通过开发综合调整, 该油田各项开发指标在高含水期开发阶段仍保持在高效开发油田的水平。
3 存在问题及稳产对策
3.1 存在问题。
该油田整体开发水平较高, 大部分储量和产量处于较好开发水平。但目前油田已进入高含水开发后期, 采出程度高, 综合含水高, 逐步暴露出一些问题:a.部分开发单元注采井网不完善, 水驱控制程度低, 动用程度较差。b.油水井井下技术状况差, 损害严重, 工艺技术受限。c.注水问题突出, 注采对应率低、吸水状况差、地下存水率低。大多数注水层不吸水或吸水状况差, 重点注水井欠注严重, 地层能量下降。
3.2 油田开发对策
3.2.1 发展配套高含水期提高水驱采收率主导技术, 为增储稳产提供技术支撑。
自1998年该油田已完成多项新技术科研攻关项目, 完善并逐步形成了适合油田开发特点的配套技术系列, 如相控建模技术, 滚动勘探开发技术、精细油藏描述技术、剩余油识别和研究的配套技术, 调剖堵水技术系列, 不稳定注水技术等等。这些技术将指导油田在地质重新认识的基础上进一步完善注采井网, 提高水驱储量控制程度。
3.2.2 优化并完善剩余油富集区附近的注采系
统, 进一步完善注采井网, 提高水驱储量控制程度。在地质研究基础上, 以最大限度提高井网对剩余可采储量的控制为目标, 以调整、更新、侧钻、大修和转注为手段, 优化目的层井段, 完善注采系统。加大转注、大修和油水井对应补孔等工作力度, 使注采系统得到重建和优化。要加密差层注采井网, 动用该类储层剩余油富集区;要对重点事故水井侧钻时避开主流线方向先采油后注水。
3.2.3 在注好水、注够水上下功夫。
油田进入开发后期, 随着含水的增加, 存水率不断下降, 此时应降低无效排液、无效注水, 不断提高注水利用率。对于多层油藏, 一定要抓好分层注水工作, 加强两个剖面的测试工作及水井的井下技术状况监测工作, 搞清注水井的吸水状况、油井的分层出力状况, 加大调剖堵水工作量。
3.2.4 加强油水井保护工作, 确保油水井正常运行。
套管保护技术是延长老井使用寿命, 提高油田整体开发经济效益的有效途径, 因此要开展套管保护技术研究, 加强油套保护注水工艺、套管变形井分层注水工艺、注水井环空保护及合注井软密封隔离技术、注水井修井工艺、注水井井筒管理技术及油水井大修技术等工艺技术的研究与应用。
3.2.5 开展大厚层调剖堵水工作, 调整注水方式, 实现各类储层的全面动用。
在井网完善优化的基础上, 以扩大波及体积、保持注采平衡、控制含水上升、缩小差层注采井距、提高注采强度为原则, 对各类储层进行分类治理, 强化差层动用, 改善水驱效果。一方面调堵结合, 协调层间、平面矛盾, 应用PI决策、大剂量深度调剖、堵水、不稳定注水试验等技术, 控制强吸水层注水强度, 缓解层间、层内矛盾;另一方面采取系列增产增注措施, 强化提高较差储层的水驱动用程度, 采取分层解堵、增注、注水井段的重组细分等手段, 提高较差储层吸水厚度。
4 结论
高含水油田开发调整难度较大, 从该油田高含水期高效开发的实践得到的启示有:a.地震、地质、动静态研究结合是开发调整成功的基础;b.采用各种技术加强综合研究是开发调整取得最大效益的手段和保障。
参考文献
[1]中国石油天然气总公司科技发展局.改善高含水油田注水开发效果实例[M].北京:石油工业出版社, 1993.
[2]李渝生, 杜修宜, 康新荣.江汉油田开发论文集[C].北京:石油工业出版社, 2003.
油田稳产 篇2
1. 地质概况
靖安油田某作业区区位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中东部, 构造底层平缓, 为一平缓的西倾单斜 (地层倾角小于1°) , 在单斜背景作用下发育了多组宽缓的鼻状隆起构造。***作业区长6油藏均以低渗—特低渗为特征, 微裂缝发育。该区为典型的三低油藏, 原始地层压力为10.27Mpa, 平均孔隙度为11.6%, 平均渗透率为0.64*10-3um2, 储层物性差。
2. 开发现状
目前该采油作业区主力开采层为三迭系延长组的长612、621、622三个小层, 油井总数543口, 正常开井508口, 目前日产液1243m3, 日产油616t, 单井产油量1.20t, 综合含水46.8%;注水井183口, 日注水5704m3, 单井日注水31m3, 月注采比3.87。
二、长6油藏稳产面临的主要问题
1. 综合含水不断上升, 稳产难度增大
长6油藏从2002年投产开发, 至今已经有11个年头, 随着开发时间的延长, 采出程度不断增大, 累计注水量不断的增加, 长6油藏的含水随之明显上升。2007年-2013年油藏综合含水38.3%↑46.8%。尤其是南部区块, 由于该区块本身先天条件水饱高, 自2009年投产后就是高含水, 而且目前含水仍持续上升中, 采出程度高, 含水上升压力显著增大。油井出水后增加了液体相对密度, 从而增大井底油压, 使油井出油更加困难, 稳产难度加大。
2. 低产井所占比例过大, 治理难度大
长6油藏是同区域地质条件最差的油田, 该区块的油藏储层厚度、有效厚度及有效厚度百分比都是最差的。低产井的存在, 严重制约着油田的发展, 既是油田稳产的难点, 在另一方面又是措施治理的接替带。按全厂小于2t井为低产井, 该区低产油井为391口, 占总井数的76.8%, 产能占53.2%, 除了东南部高产区和零星点缀的高产井外, 基本都是低产井。与2012年相比较, 液量整体下降, 特别是中部注水长期不见效区。
边部油井, 由于油层物性差, 非均质性强, 难以建立起有效的压力驱替系统, 地层能量偏低, 措施时机又不成熟, 措施后不能达到预期效果, 导致产能损失较多。
如何利用好低产井, 提高其产能, 是长6油藏稳产面对的一大难题。
3. 地层堵塞严重, 历年措施井递减较大, 稳产要求高
随着油井生产时间的加长, 油藏流压呈现下降趋势, 地层堵塞显现。见水井增加, 使注入水绕道而行, 在地层中可能出现水圈闭的死油区, 从根本上降低了采收率;特别是注入水在油井中被采出, 造成储层结构破坏, 造成油井出砂, 地层堵塞加剧。
在油藏开发的不同阶段, 油井堵塞的机理不同, 措施后效果也不同。***作业区区典型的三低特征, 使措施后增油量在数量上有限, 加大稳产难度系数。
4. 地层压力整体稳定, 平面仍然不均
近年来地层压力缓慢上升, 目前平均地层压力10.8MPa, 压力保持水平105.2%。与2012年相比, 压力基本保持稳定, 平面上仍然保持中间高, 边缘低的特征, 南部新井压力保持水平仍较低。从测试分层测压情况来看, 长61比62层压力高0.50Mpa。
图中显示:油藏在平面上能力分布不均, 中部和东南部压力较高, 且有增大的趋势, 而主侧向的压力差异性逐渐变大。同一注采单元内部, 注入水沿着主应力推进明显, 主向油井压力高, 侧向油井则压力保持水平较低。
三、长6油藏稳产技术对策研究
稳产总体思路:以精细注水为核心, 合理注采比, 以油井动态反应为依据, 适当微调配注。推广应用多氢酸酸化解堵技术的应用;开展油井堵水实验, 探索油水双向治理方向;紧抓水井剖面治理重点, 大力实施增注、调剖、改分注;全面推广应用西南部高渗带整体化堵调驱技术的应用。
1. 精细整区块油田注水, 注水工作从“注够水、注好水、有效注水”向“精细注水”发生根本性转变。
在采取“整体温和、局部调整、边部强化”注水政策的同时, 加大对注水井的治理工作。
结合油藏不同部位的动态反应特征, 对产液产油下降、油井供液能力变差的中部、边部加强注水;对油藏保持平稳的东南部区域, 保持目前的开发注水正常不变;对局部液量不均衡, 存在含水上升压力的南部, 适当弱化注水。
2013年共调整配注54井次, 其中上调配注309方, 下调配注60方, 合理了注采比。调整后的南部区域含水上升趋势得到遏制;而液量下降的区域则恢复了液面, 液量也有所恢复。通过精细调整注水, 弱化了不同部位的注才矛盾。
2. 加强深部调驱工作, 均匀水驱方向, 提高了水驱效率和水驱动用程度, 增大水驱波及面积。
由于长6油藏储层物性差、非均质性差, 层间、层内矛盾突出, 注入水沿高渗透层和裂缝突进, 形成裂缝性渗流, 引起油井含水上升乃至水淹, 导致油井产能下降, 严重影响稳产水平。为恢复油井产能, 降低油井含水, 从2008年开始实施化学调剖堵水, 共实施74井次, 历经从单点孔隙性堵水实验到沿裂缝线连片整体化堵。2013年, 实施化堵6各井组, 使区域油井含水降低, 延长了油井见水时间, 提高了采收率, 控水增油效果明显, 其对应井组日增油16.4t/d。
3. 开展措施引效工作, 优化油井措施选井依据。
根据历年在某作业区实施措施的情况, 摸索措施适应性, 细化选井的根据, 结合测井、试油资料、初期产能及动态反应特征, 精选措施井, 有力地确保措施有效率。通过油井措施, 解除地层堵塞, 释放地层能量, 提高了单井产能。
2013年22口油井实施“暂堵+多氢酸+负压返排”酸化解堵工艺, 实施有效率达100%, 单井增油1.02t, 有效解决了地层堵塞造成的产量下降, 极大的幅度的提高了油井产能。另外, 2013年开展压裂实验, 进行油井压裂6井次, 日均增1.77t。
4. 改善油藏剖面水驱状况, 提高水驱动用程度。
受长6油藏剖面非均质性的影响, 注入水沿着高渗透层和裂缝带突进, 引起注水井吸水剖面不均匀现象仍较突出;同时由于剖面物性差异和注水连通情况影响, 导致油井各个层位产液不均。
以提高油藏剖面动用程度, 改善油藏水驱效果为中心, 水井剖面治理共实施45井次, 其中降压增注8井次, 措施后油套压下降1.5/1.6MPa, 累计增注7101m3, 酸化调剖13井次, 调剖后2口可对比井吸水厚度由10.52m↑15.85m。
2013年坚持实施有利于降低自然递减的注水井措施, 加强剖面治理工作, 以油藏为单元, 围绕着降低自然递减的目标, 开展油藏整体剖面治理工作, 提高注水的效率。
结论和认识
1.通过差异化油藏管理, 分区域的制定合理的开发技术政策, 针对不同区域的特点, 精细注采调整, 是油田高效开发。
2.精密监测油水井动态反应, 加强油水井动态分析, 及时进行动态调整和实施措施。
3.规模开展混合水体积压裂措施, 提高单井产量。
摘要：长6油藏属于典型的特低渗透油藏, 含油层系多, 非均质性强, 物性变化大, 目前长6油藏已进入中含水阶段, 加上多层系合采开发, 水驱状况不均, 油井见水幅度大, 地层堵塞加剧, 从而造成稳产难度较大。本文分析研究油藏稳产面临的主要问题、稳产技术对策, 剖析目前困扰和影响该油藏稳产的因素, 提出了下步的稳产思路和开发建议。
油田稳产 篇3
1.1 新木油田基本情况
新木油田区域构造位置处于松辽盆地中央坳陷区南部的扶余—华字井阶地中段的断阶带上, 主要的特征是低渗透复杂断块油藏。含油层系为泉头组第4段的扶余油层和第3段的杨大城子油层, 杨大城子油层在部分区块呈条带状发育, 主体区块油层平均有效厚度为6.9m。油层埋藏深420-1215m, 各断块储层渗透率差异较大, 空气渗透率介于0.7-202×10-3um2之间。储层孔隙度18-23%。
1.2 主要指标完成情况
2013年原油产量突破32万吨, 完成公司下发生产任务;自然递减率10.5%, 老井含水上升率1.2%;不正常井影响采油率控制在1.3%以内。
1.3 油田开发形势
总体开发形势表现为“三上升”、“四稳定”。三上升指日注水、日产液、综合含水上升;四稳定指日产油、动液面、注采比、地层压力稳定。
2 主要技术对策及取得成果
2.1 精细区块管理
通过区块精细分类, 制定分油藏、分区块开发对策, 近两年区块开发形势良好, 区块稳升率均保持在78%以上, 井组稳升率达到78%以上, 单井稳升率77%以上。
2.2 有效注水工作
以区块开发效果分类评价为基础:精细分层认识, 搞好分层配水和及时动态调整工作;加强注采井网完善研究力度和周期注水工作;努力做好油井转注工作;特别关注木南区域注水工作, 不断改善水驱开发效果, 减缓油田递减。
2.2.1 精细分层认识, 做好注水方案的制定和调整
在分区块宏观注水政策指导下, 精细分层认识, 保证区块宏观注够水, 微观注好水;对木南区块深化油藏认识, 明确井组注采相关关系, 总结见水见效特点, 合理优化注水方案。
2.2.2 实施周期注水, 提高水驱油效率
实施周期注水目的是使滞留状态的原油动用起来, 扩大注入水的波及体积, 提高注入水的利用率。
2013年实施周期注水172个井组, 年增油达3000吨。
2.2.3 完善注采井网, 提高水驱控制程度
2011年以来, 油井转注51口, 水井补孔13口, 累增油7300吨, 油水井数比逐步降低, 水驱控制程度及双向以上连通受效井逐步提高, 油田稳产的基础进一步夯实。
2.2.4 注水调剖
2013年注水井常规调剖实施18口, 有效14口, 日增油水平6.0吨。
2.3 深化油藏认识工作
2.3.1 工作思路
深化油藏认识, 加强油藏研究, 以新木采油厂中长期高水平稳产为目标, 通过对新木辖区的系统普查和论证, 为今后的发展提供潜力方向。
2.3.2 攻关方向
精雕细刻老区:系统评价新区:重新认识老井:
2013年落实112口井, 设计单井产量1.3吨, 建产能4.24万吨。
2.4 开发试验工作
2.4.1 调驱试验技术
在木152区块的13-0019井组进行了调驱试验。调驱效果较好, 表现为注入压力上升0.4MPa;日产液下降44.6吨;日产油上升3.0吨;含水下降2.7%。
2.4.2 热采试验
为高凝油区块改善注水开发效果, 进行热采先导性试验。
2.5 强化区块分类评价, 科学制定技术对策
以区块精细分类为基础, 科学制定新木油田各区块稳产技术对策。
2.5.1 中高渗高丰度多油层高采出开发区块
通过研究分析取芯井、生产井相关资料, 在剩余油富集区开展新技术试验;开展局部调驱攻关, 提高水驱油效率;开展化学驱试验, 提高区块采收率;开展油井层内化学堵水试验, 减少层内无效采出水;深入做好木125区块井网调整论证工作。
2.5.2 中高渗透中高丰度单一油层中采出区块
不断优化周期注水方式、注水周期, 提高周期注水效果;针对单一油层区块开发特点, 实施空气泡沫驱技术, 提高采收率;不断优化调剖配套技术, 寻找提高单一油层重复调剖效果的新的技术方法。
2.5.3 特殊油品性质区块
开展降粘驱试验, 探索高粘度、高凝固点开发区块的增产技术, 为区块稳产提供技术保障;油井酸化、重复压裂, 解除近井地带堵塞;水淹油井转注, 完善单砂体注采井网, 不断恢复地层能量。
2.5.4 低渗透多油层高采出完善区块
不断优化周期注水方式、注水周期, 提高周期注水效果;深化油藏研究, 强化分层认识, 不断调整注采结构, 合理优化注水方案;油井酸化, 解除近井地带堵塞, 挖掘油层潜力;水井调剖减缓层间平面矛盾, 改善水驱开发效果。
2.5.5 低渗透多油层中采出完善区块
部署试验井组, 调整注采井网, 发挥油层潜力;针对矛盾突出井组实施调剖、堵水, 减缓开发矛盾;对于局部井网不完善区域, 部署水平井开采。
2.5.6 低渗透多油层低采出完善区块
油井转注, 完善注采井网, 提高水驱控制程度;优化水平井压裂改造技术, 最大程度发挥水平井潜力;研究、探索水平井能量补充技术方法, 改善目前开发效果。
3 下步工作方向
3.1 实施精细量化管理, 提高油藏经营水平
(1) 量化指标, 进一步提高管理水平;
(2) 通过开展精细区块管理工作, 打好稳产基础;
3.2 夯实有效注水工作, 改善油田开发形势
新木老区要认真分析近几年区块开发形势和地层压力恢复状况, 不断完善优化“一块一原则、一井一策”的做法, 保证区块宏观注够水, 微观注好水, 精细分层认识, 注重方案研究的精细性、及时性、可预见性。
3.3 合理优化措施结构, 提高措施增产效果
以压裂、酸化为主要产量增长点, 加强调剖、堵水措施综合调整注采结构, 扩大低成本物理法增油项目。确保措施增油目标的实现并有效改善开发形势。
3.4 加强油藏研究评价, 确保产能高质高效
以新木采油厂阶段稳产为目标, 规划每年产能建设工作, 加强厂院结合, 超前做好产能建设井位准备工作:老区以完善井网为原则加强剩余油挖掘, 重点部署高效聪明井, 提高采收率;未完全动用重点区块加快试验项目的攻关与评价, 形成有序可动用区块;加强外甩区块的早期介入。
摘要：新木油田属于复杂多断块油藏, 各区块的油藏特征和开发特点差别较大, 部分区块井网适应性差, 剩余油高度分散, 无效水循环现象严重, 欠注水井逐年增加, 木南区域井网完善程度低, 注采关系认识程度低。为了解决上述矛盾, 实现中长期稳产目标, 通过开展油藏研究、有效注水和精细区块管理等几项工作, 近两年油田开发水平明显提高。
极复杂小断块油田稳产技术研究 篇4
1.1 地质概况
东濮凹陷西部斜坡带是由五星集断层、石家集断层和长垣断层等断层形成的东倾断阶带, 庆祖集油田就位于石家集断层和长垣断层南延收敛部分, 北接胡状集油田, 南至庆祖集油田的庆11块, 南北长约30~40km, 东西宽约3~6km, 面积约120km2, 是NEE-SWW展布的长条形, 北宽南窄。油藏埋深2400~3100m, 平均埋深2700m。沙三中6-10、沙三下1、3、5、6、14-18砂组为主要含油层系。庆祖集油田平均孔隙度一般在17.9%, 平均渗透率69.8×10-3um2, 原油地面密度一般在0.833~0.861g/cm3, 粘度7.4~24.8m Pa.s, 庆祖集油田油藏类型属于中低渗极复杂断块油藏。
1.2 区块开发历程
庆祖集油田于1984年开始投入勘探, 1986年10月底, 庆6井试油投产沙三下, 射孔后自喷, 初期日产油19.1t, 揭开了庆祖集油田滚动勘探开发的序幕。通过滚动开发由南向北逐步探明了庆11、庆6、庆19、庆25、庆21、庆85等区块, 至1992年年产量达到7.15×104t, 采油速度达到2.13%。1993年以后随着完善区含水上升, 复杂不完善区能量下降, 产量呈逐年递减趋势。2001~2006年, 积极进行增储扩边研究, 发现庆11西块、庆98块等两个含油条带, 实现了庆祖集产量的提升。2007年~目前, 重点开展两方面的工作:一是加大滚动增储力度;二是在构造精细研究的基础上, 加大平面完善力度, 通过以上工作, 油田日产油水平实现持续稳定。
2 存在问题
2.1 局部区域注采井网不完善, 水驱控制程度低
庆祖集油田平面注采不完善的区块:庆25块S3下7层系、庆85块北区、庆19块、庆21块等5个单元。该类区块注采井网不完善, 致使该区块水驱控制程度较低, 覆盖地质储量83.7×104t。
2.2 部分区块储层非均质严重, 水驱动用差异大
通过近两年持续的精细注采调整, 大部分井组已见效, 2013年对已见效井组进行层间调整, 由于层间差异大, 造成潜力层水驱动用程度低。
3 油田稳产技术
3.1 精细构造研究, 挖掘剩余油潜力
精细构造是油田开发后期调整井位、挖掘剩余油、提高采收率的研究基础, 只有进行了精细的微构造研究, 才能为后期调整方案的编制提供依据, 进一步完善部分注采井网, 提高采收率。通过三维地震解释技术、小断层识别技术等技术手段, 结合剩余油分布研究, 努力提高油藏开发水平, 按照剩余油成因, 将剩余分为五种类型:主要包括井网控制不住型、构造型、成片分布相对差油层型、滞留区型及层内未水淹型 (表1) 。
3.2 进行注采关系调整, 提高水驱动用程度
(1) 平面调整, 通过部署高效新井、转注等措施完善注采井网。
对于有条件进行平面完善的, 通过油井转注、老井利用等措施进行平面完善;对于目前暂时不能完善的, 通过打新井、侧钻井进行平面注采完善。2013年完善了3个区块的注采井网, 提高水驱动用储量17.6×104t。下一步继续对庆祖集油田不完善的区块逐一进行完善, 实现“块块注水、块块完善、块块见效”。
(2) 层间调整, 通过挤堵、打塞等措施, 实现井组的持续稳产层间调整。
庆祖集油田储层非均质严重, 层间差异大, 储量动用不均。通过采取油井堵水、补孔, 水井分注、调剖、酸化等措施, 改善层间矛盾, 。
3.3 精细制定水井注水方式, 实现油井的增产稳产
针对庆祖集油田构造复杂和非均质严重的特点, 在注水开发阶段, 积极开展注水研究, 针对不同的油藏、不同的储层在不同的阶段所采取不同的注水方式, 理论计算结合注水实践探索一套适合庆祖集油田的注水方式;同时, 针对不同的开发时期, 采用不同的注水方式, 多种注水方式相结合保证区块的稳产。
3.3.1 超前注水, 合理补充地层能量, 提高油井生产能力
超前注水, 即先注后采的开发方式, 可以合理补充地层能量, 提高地层的压力, 实施保压开采, 使油井保持较高的生产能力。采用超前注水, 在超前的时间内, 只注不采, 提高了地层压力, 当油井投产时, 可以建立较高的启动压力, 当超前时间达到某一值后, 便建立了有效的压力驱替系统, 提高油相相对渗透率, 并避免因压力下降造成的原油性质变差, 从而提高单井产量。超前注水地层压力保持在原始地层压力的110%左右, 对应油井产能明显得到提高。
3.3.2 周期注水, 增大水驱油体积, 提高油藏采收率
对于高含水井组, 由于高渗通道已建立, 靠实施常规技术手段调控, 其效果、效益有限;而通过周期注水, 提高注水压力和注水强度、同时增加关井和开井的频次, 不但可以提高水驱油体积和驱油效率, 而且还可以增强低渗层和低渗部位的水驱动用。庆98块, 对3口水井采取周期注水, 对应4口油井实现累计增油397t。
3.3.3 温和注水, 控制注水强度, 延长井组稳产期
对于低含水井组, 由于油井都处于见效初期, 见效时间较短, 且产量相对较高, 通过采取温和注水, 注水井保持相对稳定的注水强度, 以延长井组见效期和稳产期。其中庆28-1井组, 对应油井QC11-1连续5年稳定在4.0t以上, 稳产期得到了大幅度延长。
4 认识
(1) 精细构造研究, 准确刻画断层形态是提高复杂断块油藏开发水平的基础, 结合储层及剩余油分布研究, 努力提高油藏开发水平;
(2) 及时有效地进行注采关系调整, 实现产量有序接替, 保证区块的开发效果稳中有升。
(3) 积极转变思路, 强化注水理念, 针对不同的开发时期, 采用不同的注水方式, 多种注水方式相结合保证区块稳产。
摘要：庆祖集油田是一个极复杂断块油田, 通过不断深化认识, 挖掘油藏潜力, 取得了良好的开发效果。本文总结了庆祖集油田不断深化油藏认识, 通过精细构造研究、注采关系调整和精细制定注水方式等有效手段, 最大限度地挖潜油藏剩余油, 提高开发水平, 确保了庆祖集油田的持续稳产。
关键词：复杂断块,精细研究,注采关系,注水方式,稳产技术
参考文献
油田稳产 篇5
1.1 地质概况
吴仓堡区在构造上处于陕北斜坡中西部, 为一平缓的西倾单斜 (坡度0.5°左右, 平均坡降8～10m/km) , 吴仓堡区内构造简单, 在区域西倾单斜的构造背景下, 发育一系列由东向西倾没的小型鼻状隆起。
储层系三角洲前缘水下分流河道沉积, 砂体展布为北东-西南向。岩性主要为浅灰色、灰色细砂岩、粉砂岩、灰绿色泥质粉砂岩与深灰、灰黑色泥岩、碳质泥岩呈不等厚互层。岩性特征反映本区长6油层组形成于近岸浅水到半深湖的弱还原到还原环境。碎屑岩成分有石英、长石和暗色岩屑, 岩石成分成熟度低, 结构成熟度中等。胶结类型有薄膜-孔隙式、孔隙-再生式等, 岩石颗粒的磨圆, 次圆～次棱角状, 磨圆度差, 分选中等～好, 平均孔径31.29μm, 总面孔率3.92%。储层平均有效厚度20.1m, 平均有效孔隙度12.9%, 储层孔隙度发育中等, 平均渗透率1.42×10-3μm2, 属低渗透储层。油藏原始地层压力14.9MPa, 饱和压力9.43MPa, 属于低压高饱和油藏。
1.2 生产状况
开发层系:长611、长612, 渗透率:1.42mD, 探明面积:101.9km2, 探明储量:9103×104t, 动用面积:95.8k m2, 动用储量:8551.1×104t, 累计建产:94.6×104t。
2 油田开发现状
2.1 自然递减状况
从吴420区2009年和2010年投产新井的递减率来看, 投产前3个月递减幅度较大, 随着开采年限的增长, 递减率减小, 生产逐步平稳。2010年投产新井45口, 投产第一个月平均单井液量5.35m3, 油量1.76t, 含水65.1%。目前平均单井日产液1.29m3, 日产油0.78t, 含水32.0%, 投产后自然递减比较小, 生产平稳。
2.2 压力保持水平
随着注水开发年限的增长, 地层能量得到补充, 地层压力逐步上升。从2010年与2011年测压结果统计表中可以看到, 可对比井41口, 压力由13.2MPa↑14.0MPa, 压力保持水平由88.5%↑93.8%, 油水井之间建立有效的驱替系统, 油井产量有所上升或保持稳定的生产状况。
2.3 水驱状况
从吴420区吸水状况对比图中, 2010年与2011年可对比井25口, 吸水厚度由17.1m↑18.1m, 吸水量由26.3m3/d↑27.6m3/d。其中中南部高产区吸水状况转好的较为明显, 与该区的油田生产状况相匹配 (见表1) 。
2.4 见水井分布状况
目前共有见水井145口, 日影响油量131t, 2011年新增见水井24口, 损失油量62t, 其中裂缝型见水井22口, 孔隙型见水井62口, 受剖面水驱不均的影响, 部分注水井层间吸水不均造成对应油井含水上升。2010年12月与2011年10月对比, 高含水井数由19口↑46口, 所占比例由2.5%↑6.0%。
3 水井治理及效果
3.1 精细注采调整
2011年截止目前, 吴420区实施水井配注调整150井次, 调整注水量336方, 其中上调122井次, 调整注水470方, 实现对应102口油井见效, 见效井累计增油3125t, 下调28井次, 调整注水134方, 13个井组含水上升趋势得到缓解。
3.2 欠注井治理——酸化增注
2 0 11年截止目前水井酸化降压增注6口, 日消欠注水67方, 酸化后压力后的油/套压由10.8Mpa/10.5Mpa下降为7.6Mpa/7.0Mpa措施有效率100%。
3.3 注水井剖面治理
3.3.1 注水井酸化调剖
2011年实施水井调剖措施15口实现单井日增油0.31t/d, 累计增油6038t, 5个井组增油效果明显, 措施后对应89口井综合含水不变 (主要是旗13-17, 吴平8含水上升, 扣除后含水7.9%) , 同时实现51口井见效, 选择性酸化实施7口其中3个井组增油效果明显单井日增油0.64t/d;暂堵酸化调剖实施8口, 其中2个井组效果明显。
3.3.2 注水井化堵调剖
2011年截止目前完成水井化堵14口, 见效油井37口, 实现井组日增油27.9t/d。吴420区化堵效果好, 12个井组有9个井组实现增油;2个井组刚实施完措施, 措施效果进一步观察 (见表2) 。
3.4 分层注水技术
长6油藏在不同方向的物性差异、层间矛盾、层内矛盾十分突出, 在注水过程中的单层突进和舌进现象十分明显, 导致注入水推进不均匀。为了解决这些问题, 改善吸水剖面, 稳定油井产量, 在长6油藏采取了进行分层注水措施。应用结果表明, 分层注水可使长6油藏吸水剖面明显改善, 吸水状况良好。有效地解决了剖面上吸水差异。同时分层注水可使长6油藏对应油层得到充分的能量补充, 对应油井逐渐收效。
3.5 分区域注水开发技术管理
吴420区严格执行开发技术政策, 贯彻落实以“双向调整, 均衡见效, 目标管理, 平稳提升”为指导思想的油藏目标管理, 并根据不同部位开发特征划分9个区域、密切监控每个区域动态变化特征、及时对不同区域开发技术政策提出合理注采调整建议。
3.6 简化注水层系
西南部低产区自投产以来由于长611物性较差, 层间矛盾突出, 2011年对该区10口水井进行简化注水层系开发, 单注长612, 平均日注20方, 注采比为3.14。该区油层物性较差, 南部油井投产后持续低产, 压力状况整体呈上升趋势, 4口可对比井压力由8MPa↑9.4MPa, 地层能量低。单井目标产量1.5t, 目前单井日产油1.45t, 差距0.55t, 合计与目标产量差距60t。
4 结论与认识
(1) 实施油藏差异化管理, 对不同区域实施不同注水开发政策, 通过动态变化及时调整。
(2) 坚持“整体温和, 局部调整”的开发理念, 先建立有效的驱替系统后保持温和注水, 避免由于注水强度过大造成油井快速见水。
(3) 针对孔隙型见水井实施暂堵酸化, 裂缝型见水实施油水井双向堵水措施效果较好。
(4) 分层注水技术的应用, 缓解了层间矛盾和单向突进的问题, 目前吸水剖面明显改善, 吸水状况良好, 确保油藏稳产。
参考文献
[1]《姬塬油田吴仓堡区2007年开发方案》刘莉莉郑光辉等, 长庆油田公司
[2]张宁生等.《吴旗油田吴93区块油藏精细描述》, 西安石油大学
油田稳产 篇6
1.1 开发现状
狮子沟浅层油田目前有采油井43口、注水井25口, 日产油46吨, 平均单井日产油1.65吨, 年产油0.414万吨, 累计产油41.62万吨;年注水1.9691万方, 累计注水129.5753万方;综合含水71.7%, 采出程度19.1%;年注采比1.2, 累积注采比0.90, 自然递减3.1%, 综合递减3.1%。
1.2 注水开发效果分析
(1) 通过精细注水工作的开展, 狮子沟浅层油田含水上升得到有效控制 (图1所示) 。综合含水稳中有降, 含水上升率有2011年的4.3%变为目前的1.3%。
(2) 油田递减有所减缓, 注水开发超好的局势发展。
(3) 精细注水工作大环境下, 合理调控注采比, 油田压力稳中有升。
2 油田稳产潜力分析
2.1 剩余可采储量潜力分析
狮子沟浅层地质储量217万吨, 根据目前标定采收率, 狮子沟浅层剩余可采储量1.78万吨。参考童氏图版, 狮子沟浅层最终采率应大于30%, 按照30%采收率, 剩余可采储量14.07万吨, 仍有较大潜力可挖 (如表1) 。
2.2 强大的技术支撑
加强油藏精细描述工作, 实时掌握剩余油分布状况, 合理开展开发调整。
3 下步工作思路
(1) 开展井内周期注水。合理调控井内各个小层合理的注水强度。结合精描成果, 如纵向上, 受储层非均质性影响, 注入水沿高渗层推进, 单层突进现象严重。构造北翼主要发生单层突进为Ⅱ-37小层, 构造南翼为Ⅱ41+42小层。该小层注水强度应低于油田平均注水强度或同一砂体注水井间该层开展周期注水, 以提高该层洗油。
(2) 大力开展井间周期注水。从狮中18注水异动对周围油井影响情况看, 对狮中54井产油、含水都有积极影响。下步将对狮中20井组与狮中17井组进一步开展周期注水试验。
(3) 加强油藏精细描述, 掌握剩余油分布, 大力开展堵水、调驱、调剖等措施挖掘剩余油, 达到控水稳油目的。
摘要：狮子沟浅层油田含有面积4.6Km2, 地质储量217万吨, 可采储量43.4万吨, 累产油41.62万吨。目前该油田已进入高含水开发期, 大部分井水淹, 注水开发形成的高渗条带较多, 标定采收率采出程度较高, 如何挖潜剩余油, 达到控水稳油是今后工作的重点。
关键词：剩余油,周期注水,含水上升率,递减
参考文献
[1]方凌云, 万新德主编.砂岩油藏注水开发动态分析[M].北京:石油工业出版社, 1997
[2]陈元千著.油气藏工程实用方法[M].北京:石油工业出版社, 1999
[3]加内什C.萨克尔, 阿普杜勒.萨塔尔编.油田注水开发综合管理[M].北京:石油工业出版社, 2001
油田稳产 篇7
关键词：浅层油藏,剩余油挖潜,层系归位,细分注水
柳赞油田浅层油藏是1990年投入开发的复杂断块油藏, 近年来油藏综合含水急剧上升, 导致产量快速递减, 同时油藏动用程度差异较大, 剩余油高度分散。为了有效延缓递减, 持续有效地开发浅层油藏采取多种技术手段进行剩余油挖潜工作。
1 油田地质开发特征
柳赞浅层油藏位于柏各庄大断裂和高柳断层的下降盘, 其总体构造形态受高柳断层控制且被断层复杂化的逆牵引背斜构造, 构造走向近北东-南西向展布, 整个逆牵引背斜构造被三条高柳断层的派生断层所切割形成柳102断块、柳南3-3断块和柳25断块三个次级断块油藏, 储层为河流相沉积, 属高孔隙度高渗透性储集层, 其中明化镇组下段和馆陶组为本断块的主要含油层系, 埋藏深度1450~2300m。其中柳102断块边底水能量充足, 为天然水驱开发, 柳南3-3断块和柳25断块天然能量不足, 为注水开发断块。
柳赞油田浅层油藏从1990年投产L21 X1井获工业油流, 1993年正式投入开发, 大致经过发现阶段 (1984~1990) 、滚动勘探开发阶段 (1991~1993) 、低速稳产阶段 (1994~1997) 、全面开发、调整阶段 (1998~2002) , 水平井高速开发阶段 (2003-2006) 、开发方式优化调整阶段 (2007-至今) 。
2 柳赞油田浅层油藏稳产难的原因
柳赞油田浅层油藏稳产难有多方面的原因, 柳赞油田浅层油藏属于复杂断块油气藏, 地质认识与实际情况的有偏差, 总体开发效果不好——突出表现采收率低、采油速度低、含水上升快、高含水及与低采出程度, 尤其主力小层因为分布面积广, 储层厚度大, 传统定向井开采采油速度得不到保证。同时井网不完善、注采井网不完善、断层发育, 油水关系复杂, 油藏层间、层内、平面矛盾十分突出也是造成柳赞油田浅层油藏稳产难的重要原因
3 针对难点采取的稳产措施
3.1 布署水平井提高主力层采油速度
针对天然能量十分充足的区块, 利用传统定向井开采, 会造成底水锥进十分严重。自2003年开始为改善油藏开发效果, 根据油藏开发数据, 通过动态数值模拟, 对油藏进行精细描述, 在剩余油富集的主力油层部署水平井, 辅助以水平井优化设计技术, 投产后收到非常好的效果, 达到了预期目的, 大大提高了油藏的开采速度, 对区块上产稳产起到了至关重要的作用。浅层油藏水平井共10口, 投产初期平均单井日产油达47吨, 水平井产量占区块总产量的38%, 水平井对稳产起了重大作用。
3.2 井网不完善区域布井提高非主体区采出程度
为提高油藏开发水平, 进行了以精细描述技术为主的油藏二次评价, 对潜在的含油有利区域进行了重新评价, 评价出柳102块主体区的东北部和西部存在局部的含油圈闭, 在东北部和西部圈闭区共部署油井5口, 初期均达到产能目标, 获得较好的生产效果。
3.3 高含水层大泵强采提液稳定主力层采油速度
柳赞浅层油藏分为三个含油断块, 其中柳102块利用天然能量开发, 油层分布面积广, 储层物性好, 天然能量充足。进入开发后期, 由于油藏高含水、高采出程度、加之剩余油高度分散给剩余油挖潜带来很大难度, 调补层措施增油效果越来越差, 为了稳定区块产量, 采取电泵或异型泵进行大排量提液, 通过提高主力层采液速度, 来保证断块产量, 从2007年以来, 采用大泵的采油井占区块开井数也越来越多, 高含水层大泵提液对断块稳产起来越来越重要的作用。随着技术的进步和经济效益的制约, 大排量提液技术也由电泵逐渐向异型泵过渡, 形成适合柳赞浅层油藏特色的提液技术。
3.4 利用数值模拟、饱和度临测手段进行剩余油相对富集区的挖潜
由于柳赞浅层油藏属于复杂断块油藏, 河流相沉积造成储层物性变化较大, 断层发育, 油水关系复杂, 油藏层间、层内、平面矛盾十分突出, 加之目前已进入特高含水、高采出阶段, 剩余油分布高度分散。针对这种情况, 我们采取数值摸拟和动态监测相结合, 寻找剩余油分布规律。剩余油分布规律:1) 剩余油分布在厚油层的顶部, 2) 油层物性发育较差或存在局部夹层的部位, 通过顶部深穿透射孔技术及合理采液强度, 可以有效控制能量强的厚油层初期含水率, 达到稳油控水目的。利用碳氧比测试增油。
3.5 完善注采井网, 通过细分注水和调驱调剖提高注水区块开发水平
柳南3-3块为柳南注水见效明显的一个断块, 该断块含油层系比较单一, 层间接潜潜力小, 断块比较封闭, 初期依靠弹性能量进入开发, 2006年开始转入注水开发, 2008年以来, 实施过三轮深度调剖, 取得一定效果, 目前断块综合含水较高 (93.1%) , 采出程度 (26.0%) , 其中NmⅡ7-1和NmⅢ1-2小层采出程度达40%以上, 累计注采比0.96, 而N mⅡ7-2至NmⅡ10小层采出程度较低于20%, 剩余可采储量9.5万吨, 是下步挖潜方向。
4、结论与建议
通过对柳赞油田浅层油藏地质开发特征的描述, 分析了其稳产难点, 针对稳产难点提出了采用井网完善、层系归位提液、饱和度监测指导剩余油挖潜、细分注水、调驱调剖等技术等稳产技术, 对于我国其他油田类似区块具有现实指导意义。
参考文献
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