西区油田旦八区块3183井区油藏稳产方案研究

2020-12-17敖炜任强燕张皓胡伟康韩晋伟

当代化工 2020年11期

敖炜任强燕张皓胡伟康韩晋伟

摘要：某石油西区采油厂位于陕北斜坡中西部，区内分为延长组和延安组这两个比较重要的油层，由于油层埋藏的比较浅，渗透率比较低，产能比较少，存在着物性差、致密性差等多种特点，属于特低渗透油田。目前有超过4 000口井处于注采运行之中，经过多年开发一些层位油层的含水率都逐步上升、采收率逐步下降，通过对本区块的研究，提出了稳产方案。

关键词：含水率;产量递减 ;稳产方案

中图分类号：TE357 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2020）11-2511-04

Study on Stable Production Plan of Reservoir in 3183 Well

Block of Western Oilfield Danba Area

AO Wei， REN Qiang-yan， ZHANG Hao， HU Wei-kang， HAN Jin-wei

（Qinghai Oilfield No.3 Oil Production Plant， Mangya 816400， China）

Abstract： An oil production plant is located in the middle and western part of North Shaanxi Slope. It is divided into Yanchang Formation and Yan'an formation， which are two important oil layers. Because the oil layer is relatively shallow， the permeability is relatively low， and the production capacity is relatively low， there are many characteristics of poor physical properties and poor compactness， which belongs to the ultra-low permeability oil field. At present， more than 4 000 wells are in the process of injection and production. After years of development， the water cut of some oil layers is gradually rising and the recovery is gradually declining. In this paper， this block was studied， a stable production plan was proposed.

Key words： Water cut; Production decline; Stable production plan

1 工区简介

3183井区2004年投入开发，开发井主要采用自然能量开采，部分井组以注水开发方式开采。注水井25口，采油井203口，注采井数比约1∶8。其中长3开井60口，长4+5开井85口，长6开井58口。本区主要生产层为长3和长4+5。

在统计的过程中，发现从2004年开始一直到2006年，生产的井数在逐渐地增加，生产的油量和液量也在逐渐地增加。从2007年到2010年，总井数量变化不大，每年生产的油量和液量有所下降。从总的情况能够发现，在油田生产的前期主要是通过扩边井和加密井来确保稳定生产的[1-3]。

1.1 地层亏空与油层压力

从2006年开始，开始对一部分井组进行注水开发，主要是从长3层到长6层之间进行的，目前由于设备故障等原因有4口未投注，实际工作的注水井为21口。

本区块开发后期开始注水，而且沒有大范围应用，导致底层能量严重不足。截至2010年6月底，工区累积注水1.273×105 t，累积亏空1.688×105 t。

通过地层的压力变化能够了解到地层的亏空状况，但是仅仅通过注水无法恢复本地区地层的压力。2009年，这个地区的平均压力在8.30 MPa，和2004年相比，只是2004年的72%，也就是说压力水平无法保持在原来的状态，产量也会逐渐地下降，通过生产曲线资料图能够发现，这种情况十分明显。本地区投产一到两年之后，产量就会快速地下降，但到了后期就会趋于平稳[4-6]。

1.2 油田产量递减规律

之所以出现了油田减产的情况，是因为当地的油藏储存类型不同，从2004年的3月份到2010年的6月份，工区注水相对比较完善，我们对具体的减产规律进行了分析统计。

通过分析结果可以看出，区块中单井产油量下降主要经历了两个时期：前一个时期为2005年到2008年，是单井产量逐步减少的初步阶段，主要依靠天然能力产出，地下的能量减少很严重，产量的递减速度也很快，以每月3%左右逐步递减。月产油量计算公式为Qm = 28.179e-0.032 7x（相关系数R ? = 0.891 9）;第二阶段为递减中期（2009—2010年），2008年3月开始进行了注水补充地层能量，具体的地点指数如图2所示，每个月的递减率大概在2.01%，每年的递减率在24.12%，和第一个阶段相比，整体降低了25%。月产油量计算公式为Qm = 15.85e-0.020 1x（相关系数R ? = 0.686 6）。见图1。

经过分析能够发现，油藏的储存量不能进行长时间的开发，要在一段时间内进行注水补充。在开发过程中，前期产量非常高，后期可能会出现下降的情况，进而趋于平稳，只有合理的注水才能提高生产率。

1.3 低产井形成原因分析

根据2010年6月工区165口生产井统计，1 t以上的井21口，占总井数的12.7%;0.5～1 t的井42口，占总井数的25.5%;0.3～0.5 t的井37口，占总井数的22.4%;0.3 t以下的井65口，占总井数39.4%（见表1）。

通过分析，低产井的形成原因主要是3个方面：当前的局部注水并不完善，有时候甚至无法及时的补充油藏的能量;油藏边部含油量比较少;局部出现裂缝渗流的情况比较明显，在这些部位产量较少。

由各油层组试采产量分布可以看出，工区产能分布与构造、沉积微相特征关系密切。高产的地区产生了丰富的油气，尤其是东西向和北东向这几个部位产量比较高。相反，油藏边部，油层物性差、含油丰度低地区则是低产井分布的主要区域。

1.4 工区注采系统尚不完善、注采参数优化

1.4.1 历年注水指标分析

目前的注水井数仍然较少，无法满足油田注采平衡的要求。工区2006—2007年为开始注水阶段，注水井数从1口增加到4口，年注水量分别为3 339、8 763 m3，单井平均日注水量较高，分别为13 m3和14 m3，平均注水压力较低，约2.0 MPa;2008—2010年为较大规模注水阶段，年注水井数保持在15口左右，年注水量分别为37 283、58 426、16 496 m3，单井平均日注水量有所降低，分别为7、9、7 m3，平均注水压力逐年升高，分别为4.1、5.0、5.2 MPa。

1.4.2 注采参数分析

根据该区目前油田开发现状及油藏地质特征、注采井距、油层连通情况，借鉴了相邻的油藏注水工作经验能够，地层在初期能量亏空情况比较严重，要增大注水的量，强度要保持在2.2 m3·（m·d）-1，持续注水，一年之后能够补充第一层的能量。有一部分地层能够稳定的生产，这个时候要采取温和注水的方法，可以降低配注量，把注水开采的比率控制在1.2左右。

1.5 平面及层间矛盾突出、注水见效但幅度不大、水淹严重

1.5.1 油井见效特征分析

通过对工区18个注水井组的统计，注水井组区域内油井总数为73口，其中长3油井数为40口，长4+5上油井数为7口，长4+5下油井数为20口，长6油井数为6口。受效油井以长3最多，长4+5下次之，长4+5上和长6较少。受效油井总数为36口，受效比例为49.3%，单井平均见效幅度0.44 t。本区注水见效幅度较低。

在动态分析的过程中能够发现，工区的油井是主流线型，受效方向十分明显，水驱的方向和分流的流线方向基本相同。有一部分油井出现了不对称的见效方向，这种油井大多数处于分流河道的边缘或者是油藏的边部。岩性致密带，也会影响到油藏。一部分井组在改造的过程中出现了裂缝，被我们称作裂缝型，导致油井的见效幅度很小。

面对这种情况，要合理地控制注水和开采的强度，增加侧向的注水强度。为了促使油井能够全面均衡的见效，会从侧向油井进行恢复压力，或者是深抽，这种方法能够产生放压提液效果。

1.5.2 油井含水上升及水淹原因分析

选择的注水工艺或者是当地的地质因素、开发生产的方式等多种因素都会影响到油井的含水情况，导致油井含水量快速的上升。总结低渗油田油井的过早水淹规律能够发现，注入水的运动会受到沉积相的控制，无论采取怎样的注水井布置，注入的水也会快速地进入附近的河道，注水的速度会受到河流上下游的影响，所以河道内部分布了大量的砂体，这就会导致油井出现水淹，或者是过早见水的情况。把注水和采井的连线连接起来和地层的主应力处于平行的方向时，采油井见水快，注水波及范围比较小。在古水流方向，如果采油井处于注水井的下游或者是侧翼，那么见水就比较慢。如果采取构造轴部注水这种方法就会快速的见水。在注水的过程中，注水和开采的比例不适当、水井分層测调不合格等多种情况能够导致水淹。由于油水井压裂裂缝沟通所导致，一些油井由于含水量过高，就没有抽油的价值了，就会形成注水井。如果油井的压力规模比较大，容易引起与其他油井沟通，而导致油井水淹。

很多油井是因为工艺不当或者是水淹出现了作业事故等多种情况，导致停井，出现事故比较多的就是水淹井。从2010年7月份开始统计，关停的井有41口，占总数的20.2%，其中有1%的井出现了事故，有3.4%的井出现了供液不足的情况，还有15.8%的井出现了水淹的状况。

通过综合分析，工区油井水淹可能由以下原因造成：一是注采比较高，注水强度大，过度注水出现了水窜的情况，油井内部的含水量会快速的增高，产油量开始递减;二是由于注水开采的比例比较低，注水的强度较小，导致一些部位没有得到充足的注水量，在开采的过程中出现了油水分离的情况，导致内部的含水饱和度比较高;三是套管发生破损使油层以上地层水流入井筒导致含水上升。

2 改善措施

根据经验、地质研究、数据动态建模和分析，现在区块的剩余可采储量其实主要都是通过井网掌控，没有办法打加密井来提供产量，所以减缓产量递减的方式主要有：精细化注水，不断优化注采井网，从而提高采出比;通过补孔等措施做好层间接替，对于一些关停井通过历史数据分析重新进行开采[7-10];通过压裂和其他化学等多种措施提高开采的效果。

2.1 综合调整治理方案

油井转注措施：恢复低压区地层压力;高压、有利储量区低产井补孔处理;水井恢注、停注及补孔。

注采优化措施：注采优化主要是通过对注采的参数、压力数值、对于井网的采出控制措施等几个地方进行分析和研究，从而制定出合理的治理方案。

2.2 开发效果预测

具体的开发指标包括日产水、年产水、累计产水、日产油、年产油、累计产油等，在这过程中常规的维护性的措施不考虑在内，所有的调整工作都需要在半年之内完成，选择数值模拟这种方式进行开发指标的预测，调整方案总体工作量见表2，开发指标预测见表3。

3 治理效果评价

从2011年8月份开始实施这个方案，在统计的过程中发现这24口井都采取了积极的补救措施，在采取措施之后日产油量开始增加，累计增加了1 800 t，效果十分明显。

4 结束语

本次研究以井区长4+5砂岩储层为主要对象、兼顾长3、长6，通过分析油田递减规律以及低产井成因并提出相应的稳产措施。

通过对工区开发特征及产量递减规律分析，本区主力油层长3～长6注水时间较晚，规模较小，开发方式以自然能量为主，导致地层能量亏空严重，单井日产油水平较低。

从油井产能分布特征分析，构造、沉积对产能控制作用明显，油藏边部，油层物性差、含油丰度低地区则是低产井分布的主要区域。

通过注水动态和油井见效特征分析，由于这个地区在注水开采的过程中，井数比比较小，选择的方法也不够完善，参数不当，出现了层间吸水的差异，导致油井见效幅度低，平面上应实施双向调整，纵向上采用分层注水解决层间矛盾。