北三东水驱均衡地层压力的调整方法研究

2014-06-27葛岩中石油大庆油田有限责任公司第三采油厂第一油矿地质队黑龙江大庆163113

长江大学学报(自科版) 2014年26期

葛岩 (中石油大庆油田有限责任公司第三采油厂第一油矿地质队,黑龙江大庆 163113)

北三东水驱均衡地层压力的调整方法研究

葛岩 (中石油大庆油田有限责任公司第三采油厂第一油矿地质队,黑龙江大庆 163113)

萨北开发区目前已经处于特高含水期开发阶段,稳产难度越来越大,稳油控水成为主要任务。地层压力保持稳定均衡是实现稳油控水的一个关键因素。通过重点分析该区块2010年以前地层压力特征,并针对区块流压偏高以及全区地层压力在平面和纵向上的不均衡状况,分析问题成因,通过合理进行方案调整,平衡配水;采取多种增注措施改善吸水状况;对油、水井进行套损修复、侧斜工作,完善注采关系;通过油井措施治理局部压力异常;加大油井长关井、问题井治理力度等5个方面使区块压力不均衡状况逐渐得到改善,区块含水上升得到控制,递减持续保持较低水平。

平均地层压力;高压区;低压区;压力恢复

北三东区块位于大庆长垣萨尔图油田北部纯油区,含油面积20.2km2,地质储量11344×104t,可采储量5292×104t。截至2013年8月底全区共有油水井739口,其中注水井328口,采油井411口。2013年8月份注水井开井293口,平均日注水23794m3,年注水583.6380×104m3;采油井开井355 口,平均日产油946t,年产油24.1925×104t,年注采比1.10,年均含水95.35%,地层压力11.11MPa,总压差-0.21MPa。为保持其地层压力的稳定均衡,需要对区块的压力特征[1]进行调查,对影响因素进行分析,并调整地层压力,以期指导实际生产。

1 压力特征

1.1 区块流压偏高

2010年北三东水驱油井开井360口,地层压力11.03MPa,总压差-0.34MPa。虽然地层压力处于合理范围,但区块平均流压一直在5MPa以上,已经达到5.74MPa。统计正常生产的317口井的测压数据,流压小于3MPa的井有30口,占总井数的9.5%,流压在3～6MPa的井有148口,占总井数的46.7%,而流压大于6MPa的井有139口,占了总井数的43.8%。

1.2 地层压力平面分布不均衡,异常高压、低压井区较多

2010年,全区共测静压93口井,地层压力11.03MPa,总压差-0.34MPa,笼统地看压力处于合理的范围之内,但各井点之间压力极不均衡,异常高、低压井偏多,不在合理压力范围内的有67口井,占测压井数的72%;从压力分级表(见表1)上可以看出,总压差小于-1MPa的井有29口,占测压井数的31.2%,总压差为-2MPa;总压差在-1～-0.5MPa的井有14口,占测压井数的15.1%,总压差为-0.8MPa;总压差在0.5～1MPa的井有8口,占测压井数的8.6%,总压差为0.73MPa;总压差大于1MPa的井有16口,占测压井数的17.1%,总压差为2.2MPa;总压差在-0.5～0.5MPa的井有26口,仅占测压井数的28.0%,总压差为-0.12MPa。

表1 北三东水驱2007～2010年压力分级表

1.3 各套层系之间的压力差异大

从各套层系压力统计(见表2)上可以看出,2次加密井和3次加密井压力偏低,总压差均小于-0.50MPa;基础井网和1次加密井压力处于合理范围内,总压差分别为-0.45MPa和0.08MPa。

基础井网主要开采萨尔图层系,1次加密井网开采葡二高层系,2次加密井开采萨尔图薄差油层,3次加密井网主要开采萨葡高剩余油层及薄差层。从分层系地层压力监测数据上看,萨尔图层系的监测井中,异常低压井即总压差小于-1MPa的井占到监测井数的38.5%,而葡二高层系的监测井中,异常高压井即总压差大于1MPa的井占到监测井数的30.0%。萨尔图层系的总压差为-0.74MPa,要明显低于1次加密井的总压差0.42MPa的水平,2套层系的含水接近。

表2 2010年北三东水驱分层系压力统计

2 影响因素分析

2.1 层间干扰,造成萨尔图薄差油层压力偏低

虽然2次加密井的注采比达到2.12,总压差却小于-0.5MPa。分析主要原因为2次加密注水井层段跨度大,担负给部分基础井网注水。基础井网开采的主要层位是萨尔图油层,注采比只有0.49,而总压差为-0.45MPa。2次加密井开采的是萨尔图层系的薄差油层,实际上有相当一部份水是注给了基础井网。如北3-丁5-255井,日配注90m3,日实注92m3。全井分5段注水,同位素资料显示控注层段S24-6层连续6年吸水均占到了全井的60%以上。同时,由于层系间干扰,对2次加密井开发也有一定影响。同时虽然基础井网有2次井给注水,但由于基础井网的注采比偏低只有0.49,所以造成整个萨尔图层系的地层压力低。2次加密井的间歇抽油井占该层系总井数的7.6%,而1次加密井和3次加密井的间歇抽油井仅占同层系的2.8%和1.2%,基础井网中电泵井有21%的井达不到全月正常生产,导致欠载关井或由于欠载泵烧关井。

2.2 局部地区缺少注水井排,注采不完善,造成萨尔图层系压力偏低

北三东水驱基础层系采取500×500行列井网开采萨尔图主力油层,由注水井排北3-3、北2-1排中间布北3-4、北3-5、北3-6呈3排生产井排构成。其中生产井排北3-4排主要受效与注水井排北3-3排,生产井排北3-6排主要受效与注水井排北2-1排,而北3-5排生产井只有同排北3-5-58井和北3-5-68井2口注水井注水和2次加密注水井排北3-丁6排为其补充一部分,致使该井排缺少注水井点,注采关系不完善。统计该井排萨尔图层系地层压力为9.76MPa,总压差为-1.41MPa,总压差较同层系低0.96MPa,较全区低1.75MPa。

2.3 油层条件发育差,造成注水困难导致低压

因3次加密井主要开采萨葡高剩余油层和薄差油层,油层发育条件差,注水困难[1]。2010年北三东地区共有57口井完不成配注,其中3次加密井占47.4%,只能完成配注的52%,比其他层系完成配注的比例低4.2%。这也是造成3次加密井低压的主要原因。

2.4 水井问题增多,局部地区注采不完善,造成油井低压

2010年底北三东水驱水井问题井关井共29口,较2009年年底增加4口。由于水井问题增多,局部地区缺少注水井点,致使地层压力较低。如北2-2-166井组,从2009年8月管柱拔不动待大修,井组水量减少100m3,致使井组地层压力从12.65MPa下降到10.61MPa。

2.5 油井问题井多,导致压力偏高

2010年底区块油井问题井共109口,影响液量7143t,影响油量345t,液量在30t以上的井50口,占问题井总数的45.87%,致使局部地区有注无采,形成高压井区,如北3-6-168井组中连通的3口采油井,北3-丁6-67、68、69井均待大修停止生产,致使该井组有注无采,总压差从0.69MPa上升到2.25MPa,形成异常高压井区。

3 压力调整方法

3.1 合理进行方案调整,平衡配水,均衡地层压力

2011年到2013年共进行注水井方案调整297口,其中为平衡配水,均衡地层压力,低压提水102口井,控高压高含水87口井。同时并为解决基础井网注采比较低问题,合理恢复28口井的29个萨尔图层系长停层,恢复水量580m3,为基础井网提液。如北3-6-70井是1口开采萨尔图层系的电泵井, 2010年流压仅为3.06MPa、总压差-0.85MPa,如不及时提水很容易造成欠载停机。该井的周围有4口基础井给注水,北2-1-92,北2-1-更水94,北2-1-更水96和北3-5-68井,井距均在500m以上,同时有2口距该井175m的2次加密水井北3-丁6-469和北3-丁6-470井给注水,2口井的平均注水强度为14.6m3/(d·m),已高出全区2次加密井的平均注水强度4.6m3/(d·m)。通过分析,释放停注近10年的北2-1-92井的SⅢ2～Ⅲ3+4层段和北2-1-更水96井的SⅢ2-4～SⅢ8层段,共提水40m3/d,来改善北3-6-70井的低压状况。方案执行后,北3-6-70井的总压差上升了0.4MPa,流压上升了1.1MPa。

3.2 采取多种增注措施改善吸水状况,提高地层压力

针对油层发育差,完不成配注的注水井采取酸化、压裂等措施来改善注水状况,2011～2013年注水井共酸化26口、压裂25口,累计增注14.92×104m3。

3.3 对油、水井进行套损修复、侧斜工作,完善注采关系,缓解压力异常

2011年到2013年针对注水井套损问题共大修14口井,恢复注水量20.68×104m3;采油井大修10口、侧斜1口,累计增油0.63×104t。

3.4 通过油井措施治理局部压力异常

2011～2013年结合油层发育状况和注水情况采取压裂措施,共实施油井压裂措施26口,累计增油1.67×104t,累计增液13.86×104t。提高渗流能力,降低地层压力;同时换大泵16口井,放大生产压差,缓解局部地区压力异常。

3.5 加大油井长关井、问题井治理力度

2011～2013年针对油井问题井较多,致使成片井点抽吸能力弱造成地层憋压的问题,北三东区块加大了问题井处理力度,分类别、分产量、分井组逐一进行治理,取得了较好的效果。如上面提到的北3-6-168井组,在2011年和2012年分别对井组中北3-丁6-68、69井进行大修治理,治理后井组总压差从2.25MPa下降到0.61MPa,接近合理范围。

4 应用效果

2011～2013年通过以上治理手段,区块地层压力有了明显改善,主要表现在以下4个方面:

1)区块流压有所下降。从2010年到2013年的流压统计曲线可以看出,区块流压逐年下降,目前流压为5.18MPa,虽然仍然较高,但与2010年相比下降了0.56MPa,297口正常生产测压井中,流压小于3MPa的井有36口,占总井数的12.1%,流压在3～6MPa的井有165口,占总井数的55.6%,流压大于6MPa的井有96口,占总井数的32.3%,流压大于6MPa的井数比例与2010年相比下降了11.5%。

2)区块地层压力得到稳定恢复。统计2010年到2013年的压力资料,地层压力由10.63MPa恢复到11.11MPa,总压差分别为-0.50、-0.45、-0.26,-0.21MPa,地层压力得到稳定恢复。

3)平面上压力分布趋于合理,异常高低压井数比例减少。从2010年到2013年压力分级表(见表3)可以看出,区块压力不均衡现象有所改善,2013年区块特高、低压井数比例分别较2010年减少6.9%、14.3%,合理范围地层压力比例增加24.5%。

4)各套层系油层之间的压力差异减小。从各套层系压力统计(见表4)上看,2013年的2次加密井和3次加密井压力有所提高,总压差分别较2010年提高了0.04和0.58MPa;基础井网和1次加密井压力仍处于合理范围内,总压差分别为0.03MPa和0.08MPa。层系间压力差异减小。