大庆油田南一区西部套损防控方法研究

王婷婷 (中石油大庆油田有限责任公司第一采油厂,黑龙江大庆 163000)

大庆油田南一区西部套损防控方法研究

王婷婷 (中石油大庆油田有限责任公司第一采油厂,黑龙江大庆 163000)

南一区西部自1998年9月乙块发现成片套损以来,经过多年治理,套损得到有效控制。但2007年南一区西西块受水驱加密井和二类油层井滞后投注等因素影响,油层平面压力差异过大,诱发标准层部位成片套损。为了遏制套损,对套损防控方法进行研究并取得了如下认识:加强管理,平稳控制注水井的注水压力及水量,可以有效的控制注水井套损;调整平面压差,保持压力稳定,尤其是断层边部及套损区内的压力稳定,可以有效控制套损的发生及外扩;区块压力变化幅度控制在0.5 MPa以内,同时注重高压区的泄压工作,防止憋压套损;动态调整能够有效地控制套损的发生,跟踪压力变化,及时调整,是预防套损的有效手段。

南一区西部;套损;注采;防控方法

1 目前套损形势分析

1.1 套损基本情况

截至2011年10月份,大庆油田第一采油厂第五油矿发生套损井533口(包括67口拔不动井),共有4次套损高峰期:①1998年乙块成片套损;②2002年乙块套损区向北外扩;③2008年122-124断层附近套损;④2009年甲块成片套损及与乙块断层区的套损。套损类型主要以错断为主,占已证实套损井的56.1%。作业套损率也成逐年攀升的趋势,套损形势非常严峻。2013年已证实套损井202口,作业套损井率27.79%。

1.2 套损形势不稳定

近2年,该矿套损井主要集中在南一区甲块及乙块2个开发区块。统计2013年作业过程中出现的202口井,发生在该区域的有200口,占99.0%。从作业间隔时间上看,2011年以来累计修井271口,修成140口,修成后动管柱井99口,其中终止31口,二次套损率31.3%。采油井修后二次套损间隔时间平均天数为263d,其中错断3口,变形1口均在标准层,拔不动6口。21口注水井修后二次套损间隔时间平均天数为357d,其中证实套损17口(标准层9口),拔不动4口。该区域套损不管在横向上还是纵向上均呈不稳定状态。

1.3 修井工作量大,普修成功率低

2012年及2013年套损区重点以水井查套,稳定压力为主,不以修井为主。统计2011年以前,累计修井103口(水井34口,油井69口),修成58口(水井20口,油井38口),修后开井53口(水井18口,油井35口)。其中普修85口井,成功32口,成功率仅37.6%。

1.4 新出现井况问题井影响量跟不上修井恢复

2011年新出现井况问题井146口,其中油井102口,水井44口,加上侧斜、更新注水井关井影响,全年累积影响产液量86.3×104t,产油量9.3×104t,累积影响注水量116.8×104m3。油水井修复开井76口,其中油井49口,恢复产液量37.0×104t,产油量5.7×104t;水井27口,恢复注水量37.0×104m3。影响量远远大于修井恢复量。

2 套损成因分析

2.1 南一区西西块套损成因

____西西块1963年水驱基础井网投入开发,现有水、聚驱6套井网。该区域1964年发现第一口油层部位套损井(萨44井),1984年发现第一口嫩二底标准层部位套损井(南1-1-丙27);先后出现3次套损高峰期,1981年高压注水诱发S0～SⅡ4套损、1999年南西过二次加密井高强度注水S0～SⅡ4套损、2006年滞后注水等导致平面压差大诱发标准层套损。区域内油、水井套损率50.6%。

区域间压差、地层倾角是诱发标准层套损的主要原因。因此特高含水期多油层、多井网、多种驱替方式并存的区块,要着力控制平面压差,预防油页岩标准层部位套管损坏[1-2]。

2.2 南一区乙块套损成因

乙块是该矿老套损区,近几年套损井数增加,主要有2方面原因:①乙块122断层附近,由于重复钻降关井,断层区地层压力快速下降使断层内外压差过大,断层内外压差从2007年下半年的0.64MPa增加到2008年下半年的2.13MPa,在2008年投产过程中出现了成片套损井;②油层平面压差增大。2009年上半年萨葡油层在靠近甲乙块区域地层压力较高,与周边区域压差达2.0MPa以上,下半年缩小至2.0MPa以内;高台子油层井沉没度多数在500m以上,地层压力在乙块东侧、南侧较高,与乙块西侧、北侧压差达到3.0MPa;PⅠ油组地层压力在1号站区域偏低;致使2010年下半年套损区外扩,在与甲块相邻的乙块南部区域形成成片套损区。

3 存在问题

3.1 平面压差大,套损趋势不稳

2011年水驱测地层压力30口,可对比22口,平均地层压力由9.28MPa下降到9.16MPa,全区压力变化较平稳。但从区块压力对比分析,甲块地区仍属于低压区,乙块地区压力较高,丙西块钻降后压力得到恢复。

表1 区块流压压差变化情况表

2008年以来,区块间压差及乙块南北压差逐渐增大(见表1),2010年压差最大,乙块南北压差达到0.92MPa,乙块南部与甲块压差0.58MPa,乙块南部与丙西块压差0.76MPa。2011年通过综合调整,区块间压差趋于平稳,乙块南部与甲块压差为0.30MPa,乙块南部与丙西块压差为0.13MPa,但是区块内部压差仍然较大,乙块南北压差为0.50MPa。

通过以上分析,乙块区块内部及138#断层两侧压力差异较大,是下步调整工作的重点。

3.2 注采关系不完善,存在有采无注井

矿套损区有采无注(注水井关井6个月以上)采油井10口,其中乙块9口,甲块1口。目前日产液157t,日产油26t,与注水井关井前对比,日产液下降59t,日产油下降9t,沉没度下降81m。

3.3 西西块注聚见效高峰期,因套损严重制约油水井综合调整

2011年10月份以来,共计实施上产措施6口井,其中只压裂成功1口井,其他5口井均套变,日影响产液149t,日影响产油14t,井况问题井严重制约了西西块上产措施及油水井综合调整工作。

4 综合治理方法

以缩小平面压差为核心,以复合治理措施为手段,因井施策,保证套损区的逐步稳定的同时,实现防止老套损区外扩,新套损井出现。

4.1 优化方案设计

按照高压区、低压区、正常井区和高产井区等4类情况,优化修井运行方案。侧斜井集中治理,防止重复关井影响产量

4.2 深化动态分析

重点控制好平面压力,保证压差平稳,主要针对套损区、非套损区实施提液与控水措施相结合的综合治理对策。

1)套损集中区域 实施“调、检、压、修”相结合,以控水为主。①针对单井注采比较高井下调注水方案;②针对区域内微漏井,为防止注采失衡,及时检泵;③针对个别高、低压井区,及时实施压裂、换泵、调参等措施;④针对注采失衡的套损井组及时修井恢复。

2)套损不集中区域 实施“防、换、压、调”相结合,以提液为主。①确定套损区边界。对周围第一排注水井进行下调30%注水量,避免在套损区形成压降漏斗的可能;②对定点井监测启动压力。选取35口注水井作为定点监测井,每月测指示曲线,监测启动压力变化情况,防止套损;③高低压区及时进行调控,平衡区域压力系统。通过调整,高压区沉没度由575m下降到356m,下降了219m;低压区沉没度由153m上升到256m,上升了103m。

4.3 强化现场管理

在日常生产管理中,要严格执行“4个严禁”的管理规定,即严禁超破裂压力注水,严禁注水异常井注水,严禁井况不清注水,严禁套损井不报废先钻更新井。

5 套损防治对策

套损防治工作思路是:以强化预防管理为依托;以控制注水异常为重点;以缩小平面压差为手段;以加大修后调整为保证,争取实现套损区的逐步稳定。基本对策是调查治理已套损地区(南一区甲块、乙块中北部)、保护未套损地区(南一区乙块南部及丙西块)。

5.1 修井运行

集中力量加大甲块与乙块断层附近普修力度,为后续制定修井方案进行摸底,之后根据实际情况采取集中取套、侧斜及更新治理。修井过程中做到油水井同步修复。目前需修井162口,其中普修120 口,侧斜32口,深取10口。

5.2 区块间压力调整

1)水驱 ①甲块:“调、控”结合,加大修后的油水井综合调整力度。逐渐调整修后地层压力,使区块压力趋于合理,并且控制与乙块南部的压力差异,保证修后套损区的稳定。②乙块:“防、修”结合,逐步缩小乙块南北地区压力差异。平衡区块内部的地层压力,对低压区进行注水井改造,防止压力差异大造成套损区外扩,并且加大修井力度,实施“修井+压裂”的复合措施,逐渐恢复区块产能。③丙西块:“提、控”结合,保证区块稳中有升的开发趋势。钻降后区块整体压力逐渐回升,抓住有利时机及时提液上产,同时注水井进行“调剖+细分”复合调整方案,有效控制区块含水上升速度,保证区块开发效果。预计实施油水井综合调整措施174口。

2)聚驱 ①西西块:“防、调”结合,为了保证西西块注聚质量,2011年对该区块进行了全面修井治理,但是从目前形势看,区块面临二次套变的危机。下步重点要加大套损监控,注入井调整力度,保证区块压力均衡,预计分层10口,调剖9口,压裂3口。在套损形势不稳定的情况下,只能以牺牲产量为前提,不能实施进攻性措施挖潜。②西东块:“提、控”结合,以稳液控水、平衡区域压力为重点进行调整。注入井以调剖、分层、封堵、周期交替注入、压裂、提浓提速等方式进行调整,优化注水结构,加大控水力度;采出井以压裂、换泵、封堵、反调剖、修井、调参等各项综合措施,平衡区域间压力差异,减缓含水上升速度。预计实施油水井综合调整措施219口。③中块:“防、控”结合,2012年注聚,做好注聚后区块压力调整工作,特别是断层两侧的压力调整,预防压差过大诱发套损。对注聚后区块内油水井进行综合调整,确保注聚后区块内不出现套损井。

[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.

[编辑]洪云飞

TE341

A

1673-1409(2014)26-0096-03

2014-03-17

王婷婷(1987-),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。