龙虎泡油田龙13-15井区行列切割注水研究

罗彩彩 (中石油大庆油田有限责任公司第九采油厂,黑龙江大庆 163853)

龙虎泡油田龙13-15井区行列切割注水研究

罗彩彩 (中石油大庆油田有限责任公司第九采油厂,黑龙江大庆 163853)

13-15井区加密调整后,由于油水井数比增加,注采不平衡和水井负担重的矛盾再次突出,区块地层压力水平难以保持,老井供液能力明显下降。同时,加密后萨葡油层水驱控制程度仍较低,层间和平面矛盾仍较突出,水驱动用状况差异大的状况急需改善,为提高该区块的开发效果,有必要开展注采系统调整,进一步完善注采关系,改善区块开发效果。结合剩余油分布研究成果,采用行列切割注水方式,探讨了实施行列注水的注意事项,优化了注水方案。监测资料表明,行列切割注水方案提高了龙13-15井区的开发效果。

龙虎泡油田;龙13-15井区;行列切割注水

1 基本概况

龙虎泡油田龙13-15井区位于黑龙江省杜尔伯特蒙古族自治县境内,构造位置处于松辽盆地中央坳陷区龙虎泡-大安阶地龙虎泡背斜构造北部。发育萨尔图、葡萄花、高台子油层,萨葡油层平均孔隙度18%,平均空气渗透率32m D;高台子油层储层平均孔隙度13.5%,空气渗透率0.51m D。原始地层压力14.78MPa,饱和压力10.78MPa。1997年采用300m×300m正方形反九点法井网相继投产,进入中含水期后,进行了注采系统调整,逐步转为五点法注采井网,2007年井区内采用对角线中心加密方式实施加密调整,形成了212m×212m反九点法井网。

2 区块开发矛盾

该井区自2007年完成加密调整后,2008～2009年井区注采比保持在1.3左右,区块开发矛盾凸显,治理难度加大,主要表现为以下方面:①区块油水井数比高、地层压力水平低,含水上升和产量递减速度快。区块油水井数比为4.25∶1,过高油水井数比加剧了注水井负担,地层压力水平较低,仅11.10MPa;②水驱控制程度较低、多向水驱比例低。加密调整后,由于不连通厚度增加,区块水驱控制程度为69.56%,多向水驱比例仅为56.78%;③低效、长关井比例较高,治理难度大。截止2009年12月井区共有长关低效井16口,占油井总井数的22.9%。其中由于注入水和地层水造成油井高含水共12口井,占长关、低效井总数的75%,是形成井区长关、低效井的主要原因。

3 行列注水试验

依据井位分布 (见图1),油藏数值模拟研究成果及生产动态数据,研究了剩余油分布特征。如图2所示,剩余油主要富集于近东西向角井上。为了最大限度的挖掘剩余油,实现高含水砂体中由高含水部位向低含水部位水驱方式,最终选择转注东西向水井间加密井形成东西向行列注采井网。2010年1～5月龙13-15井区陆续完成转注井29口。

图1 龙13-15井区转注井井位图

1)合理协调新老井关系,提高注采开发效果。转注初期,依据不同砂体类型和水淹状况,合理匹配新老井注水强度。调整原则:老注水井注水量保持不变,转注井高水淹层控制注水,低水淹层加强注水。转注井平均单井日配注780m3,日实注809m3。加强注水层段10个,平均配注强度1.5m3/(m·d),控制注水层段63个,平均配注强度1.2m3/(m·d)。

受效期,根据不同的受效特征,合理调整新老井注水强度。主要采取老方向控制注水,新方向加强注水的原则。井区方案调整5口井,日注水量减少93m3。

2)实施精细细分及层段调整,提高油层动用程度。针对水井吸水差及纵向上层间干扰影响形成的剩余油,在水井上加大细分重组力度,通过细分及重组,降低无效注水,提高差层的吸水能力,减少层间干扰[1]。细分及层段调整5口井,吸水层数由22个增加到30个,吸水砂岩厚度由35.5m增加到47.6m。

3)实施精细周期注水,扩大注水波及体积。精细油藏描述研究结果表明,剩余油主要富集在主力油层中且分布零散,为此,继续加大周期注水力度,扩大注水波及体积[2-3]。具体做法:对层段间含水差异在10%以上,采取层段周期注水,做到层停井不停;对层段间含水差异在10%以内,采取全井周期注水,做到点停面不停。共实施层段和全井周期注水15井次,统计周围20口油井效果,日产液由155.6t下降到154.2t,日产油由30.6t略升到31.0t,含水稳定在79.9%左右。

4)加大油井措施力度,有效挖潜剩余油。注采系统调整后,单砂体连通关系逐步完善,多向连通比例、水驱提高,有针对性进行措施挖潜,是提高油井产量的一项重要手段。具体做法:平面上对位于水淹带边部或局部砂体变差部位,注水受效较差的采油井实施压裂措施改造,同时纵向上对高含水高产液的层进行封堵,减少层间干扰。共实施压裂7口、压堵结合2口、堵水1口。措施累积增油2803.5t。

图2 龙13-15井区数值模拟剩余油分布图

4 行列注水取得的效果

转注后油水井数比由4.2∶1调整到1.5∶1,注采比由1.30提高到2.63,地层压力逐步恢复,由11.35MPa上升到12.95MPa。统计转注井区受效油井效果,对比受效前后,日产液由217.3t上升到241.3t,日产油由59.6t上升到63.9t,综合含水由72.6%上升到73.5%。含水上升速度和自然递减率得到有效控制,含水上升率由9.31%下降至4.43%,自然递减率由24.34%下降到5.30%。

5 结论

1)行列切割式注采井网是龙虎泡油田龙13-15井区开发的有效方式。

2)加大油水井对应调整力度是保证注采系统调整区块开发效果的关键。

3)进行行列切割式注水,能够有效提高低渗透储集层的水驱控制程度,改变水驱油的液流方向,提高注入水波及体积和驱油效率。

[1]李道品.低渗透砂岩油田开发[M].北京:石油工业出版社,1997.

[2]李彦彬.特高含水期改善水驱开发效果的方法[J].油气田地面工程,2008,27(8):84-85.

[3]胡水乐,王燕灵.注水油田高含水后期开发技术方针的调整[J].石油学报,2004,25(5):65-69.

[编辑] 李梦霞

TE357.62

A

1673-1409(2014)20-0118-02

2014-03-25

罗彩彩(1985-),女,助理工程师,现主要从事油田开发动态分析方面的研究工作。