辽河油田杜813块优化注汽效果分析

2010-04-12刘江琴

科技传播 2010年22期

关键词：水率兴隆创效

刘江琴

中国石油辽河油田公司欢喜岭采油厂，辽宁盘锦 124114

1 杜813区块基本特征

1.1 构造特征

从整体构造上来看，杜813块处于构造低部位，高点埋深-830m（杜813-41-38井），油藏埋深杜813南块兴隆台油藏埋深-830m～-920m。

1.2 沉积特征

杜813块兴隆台油层沉积特征为扇三角洲前缘亚相沉积，物源方向为北-南。

1.3 储层特征

杜813块兴隆台油层岩性均为含砾砂岩、砂砾岩。兴Ⅱ油层组平均孔隙度26.1%，渗透率1600.2×10-3µm2，含油饱和度53.07%，泥质含量11.23%，兴Ⅲ油组平均孔隙度23.87%，渗透率1284.6×10-3µm2，含油饱和度42.26%，泥质含量15.47%。

1.4 油层发育情况

杜813块兴隆台油层纵向上主要集中在兴Ⅱ组、兴Ⅲ组，兴Ⅰ为水层，兴Ⅱ为主力油层，兴Ⅲ在构造高部位测井解释为油层，低部位解释为水层。油层井段比较集中且连片分布，油层产状为中厚层状。平面上，油层分布主要受构造控制，构造高部位的油层厚度大，向构造低部位变薄。油水界面在-920m左右。

1.5 隔层发育情况

兴Ⅰ—兴Ⅱ间隔层发育较稳定，厚度平均6m。

1.6 流体性质

杜813块兴隆台油层属于超稠油，原油密度平均为（20℃）1.011g/cm3，地面脱气原油粘度平均为（50℃）67450mP.s。杜813南块兴隆台油层地层水型为NaHCO3型，地层水总矿化度为3171mg/L。

2 油藏开发历程及单井开采现状

杜813南块动用含油面积0.63km2，动用石油地质储量420×104t，累产油 19.118×104t，累产水 64.312×104t，累注汽96.3×104t；累计油汽比0.20，累计返水率66.8%，采油速度0.7%，采出程度4.6%。共有油井57口，可利用油井34口，油井利用率为59.6%；目前开井21口，日产油70t，日产水320m3，综合含水82.1%,可利用油井平均单井注汽12轮。

3 区块开发过程中存在主要矛盾

3.1 井下状况变差对区块整体开发的影响

杜813属超稠油区块，油层泥质含量高，油井投产初期注汽强度大，造成区块整体注汽压力高，目前区块可利用油井34口，其中包括带病生产井16口，正常生产井18口。

3.2 井间汽窜对整体运行的影响

杜813块采用100m正方形井网布井，水平井投产后部分油井井距减小到50m，井间汽窜现象频繁，油井发生汽窜后，不仅注汽井自身热量损失严重，同时还造成周围油井汽窜关井，不但影响了油井周期效果，而且给油井的日常管理带来很大难度。

3.3 油井排水期延长对产量接替的影响

杜813块油井随吞吐轮次的增加，排水期逐渐延长，在开井数有限的前提下，给产量接替带来很大困难，分析造成油井排水期延长主要有以下3个方面：

1）吞吐轮次高

根据稠油开采规律，随着油井吞吐轮次增加，油井排水期将逐渐延长，目前杜813区块可利用油井34口，平均吞吐轮次为12轮，其中吞吐周期在10轮以下油井4口，10～12轮油井11口，12轮以上油井19口，处于高轮次吞吐阶段油井占56%，因此造成油井下泵初期排水期延长。

2）油井返水率低

杜813块累计返水率为0.67（含管外窜槽井），主要分布在区块北部，由此可以得出油井返水率低是油井排水期延长的主要原因，同时返水率低还将造成出油井突然含水上升或油水分离严重等现象。

3）井下状况差出水

针对杜813区块油井初期注汽强度大，注汽压力高，焖井后压力、温度扩散相对较慢的矛盾，采取了优化注汽方案的措施，以保持区块的产量平稳。

4 采取的对策及措施效果分析

4.1 组合注汽方式

为解决油井平面及层间矛盾，对区块易窜井从注汽方式上主要采取组合注汽的方法，2井组累注量从12120m3降到10642m3，累产油从2951t升到4167t，油汽比从0.243升至0.392，返水率从0.975升至1.258，效果显著。

4.2 合理筛选注汽井

结合杜813块油井生产现状，常规运行工作主要以少注多采为原则，以维持规模产量稳定为目的，以优先考虑高效井，择优筛选低效井、负效井为方法，从而提高区块整体油汽比，进而降低区块吨油成本。

4.3 确定合理的注汽强度

为了提高区块油井注汽效果，提高油汽比及返水率，降低区块整体注汽压力。通过结合以往周期生产效果，确定处于不同生产阶段油井的合理注汽强度。我们可以看出水平井投产初期主要表现在1-3轮注汽强度明显偏大，周期产油量也很低。通过以上分析，2008年对杜813块部分油井采取了降低注汽强度的措施，平均注汽压力从16.9MPa下降到16.3Mpa,下降了0.6Mpa，效果极其显著。