河南油田泌125区V油组水驱综合调整的方法探讨

2015-05-04 12:28李恭元贾令寒吕永帅曹孝存孙浩
科技创新与应用 2015年13期

李恭元 贾令寒 吕永帅 曹孝存 孙浩

摘 要:普通稠油注水开发区块,由于油层非均质性严重,平剖面矛盾突出,水油流度比大,地层压力分布不均匀,高含水油井越来越多,稳产难度加大。下步要进行完善注采井网,堵水。改善水井吸水剖面,适时动态调配,确定合理注采比,改善注水开发效果。

关键词:原油粘度;平剖面矛盾;注采井网;动态调配

1 开发简况

古城油田泌125断块自1987年7月B125井开始常规试采以来,经历了常规降压、蒸汽吞吐、热水驱试验、表面活性剂驱先导试验、注水开采五个阶段。由于该区非均质严重,各油层平均渗透率变化在0.29-3.18um2之间,纵向级差达14.4,热水驱阶段水窜现象严重,水窜方向与汽窜方向一致。2007年6月至今进行常规的水驱开发。常规降压开采阶段由于无能量补充,油井产能递减快,平均年综合递减率为21.7%。蒸汽吞吐阶段由于油层物性差,纯总厚度比低,油藏埋藏较深,热损失严重,使整体开发效果较差。

2 开发过程中遇到的主要问题

2014年泌125区Ⅴ油组正常开井39口,井口日均产液531.2吨,日均产油53.1吨,含水90%。开发过程中存在的主要问题是:

2.1 主力层水淹严重,调剖效果不理想

2014年泌125区V3层调剖4个井组:4707、4607、4310、4110从调剖前后吸水剖面对比看,Ⅴ3吸水还很大,大孔道没有封堵住,增油不明显,水窜依然严重。

2.2 断层屋檐下井区注采关系不完善

从小层平面图上看:G4304、G4107处在断层附近,见图1,由于两油井周围无注水井对应,使周围油井处于降压开采,油井产能很低,多数油井依靠间开生产。

图1 断层屋檐下古4304、古4107井小层分布图

2.3 储层非均质严重,水驱开发中平剖面矛盾突出

由于非均质严重,造成纵向上水井层间吸水差异大。根据泌125区Ⅴ油组的11口注水井中的9口注水井吸水剖面资料统计,共有69个井层,总砂厚195.3米,其中不吸水24层,厚度63.9米,分别占总层数和总厚度的35.8%和32.7%,吸水层6层,分别占总层数和总厚度的9.0%和8.4%,吸水中等层16层,分别占总层数和总厚度的31.3%和34.2%,不吸水和吸水差两者合起来,总层数30层,占总层数的44.8%,厚度80.3米,占总厚度的41.1%,注入水在纵向上沿高渗层Ⅴ32、342突进,在平面上沿高渗带指进,造成了油层动用不均匀,使Ⅴ21、2、3Ⅴ31与Ⅴ51未得到很好动用。

3 改善单元开发效果的途径及效果评价

针对泌125区V油组原油粘度高,油水流度比大,油井较密(井距),注入水窜流严重。2009年主要以提高产量为主线,紧紧围绕提高地层能量、提高地层压力,控制合理的注采比在1.15-1.25间,防止水窜流的发生,充分发挥主力层的主力拿油作用。在水井调剖没有效果的情况下,2009年主要通过注水结构调整(转注、调配)和产液结构调整(油层改造、加深泵挂等),使产能由年初的57吨上升到峰值84.8吨,产量目前保持在78吨左右,综合调整效果明显,主要做法:

3.1 完善注采井网

通过四口水井转投注(G4304、G4107、GXB1254、GXB1251),使井网较完善,对应5口油井见效,液量、动液面上升明显,目前日增油8.2吨。

3.2 结合区块的沉积特点,对低渗透注水井实施压裂改造

G4707、G4110、G410井组V3层水窜严重(油井大部分堵水生产V4.5层,08年堵水7口,2014年堵水3口),水驱动用程度高,V4.5层物性较差,绝大部分不吸水,水驱动用程度较低。是制约着泌125区水驱油藏提高采收率的瓶颈,后经过多次论证分析,结合沉积相的沉积特点,2014年对能量不足、物性较差、有注水对应的6口井进行压裂改造,截止到2014.12.31,累计增油2049.3吨,措施后日增油11.5吨,含水下降3.1个百分点,措施效果较好。

3.3 优化动态调配,努力提高注水利用率

2014年泌125区Ⅴ油组油井根据不同的需要共进行调参20口井,24井次;区块产能上升了9.1吨/天,含水下降2个百分点。并进行11口井22井次的水井动态调配,经过油水井的动态调整,不仅提高了泵效,而且,对改变井下液流方向、抑制水窜的发生,起到较好的作用。通过油水井的动态调整,2009年见效明显的油井13口,区块产能上升了13吨/天,效果较好。

3.4 运用机械堵水措施,封堵高渗层,发挥低渗层的产油能力

泌125区V3层水窜严重,为了发挥低渗层的产油能力, 2014年对G4707、G4110、G410井组实施机械堵水措施,措施后初期日增油2.2吨,目前日增油3.2吨。通过对整个125区常采的泵挂及油层中深做一对比,发现有两口井的泵挂还有一定的加深空间,措施实施后,获得了一定的效果,日增油1.1吨。

4 单元调整效果的总体评价

截止到2009年12月初,泌125区常采井通过产液结构调整,(Ⅴ油组实施油井改造6口,调参20口井,24井次,加深泵挂2口井)日增产能23.5吨,当年措施增油2682吨。又通过注水结构调整:限制高渗层注水量,加强潜力层注水,(转投注4口井,动态调配11口井22井次,完善注采对应)日增加注水量235方,目前V油组注采比保持在1.3左右。常采区块产能由年初的57吨上升到峰值84.8吨,产量目前保持在78吨左右,综合调整效果明显。如:2009年11月V油组注采比表1。

表1 2009年11月V油组注采

5 结束语

(1)古城油田泌125区Ⅴ油组开发中存在的主要问题:油水流度比大,平面上和剖面上矛盾突出,使水驱油效率低,高含水油井多,是整个单元采油速度低。

(2)高含水主力层仍是调整开发的主要对象,非主力层具备进一步提高开发效果的潜力。

(3)综合调整的对策实施后,层系的综合含水下降,递减减缓。层系的采收率提高了1.63个百分点,为类似的油藏的开发提供了一套挖潜模式。