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    敖包塔油田減少無(wú)效注水的實(shí)踐與認(rèn)識(shí)

    2012-10-13 08:00:58黃小璐大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠
    石油石化節(jié)能 2012年7期
    關(guān)鍵詞:注采比層段高含水

    黃小璐(大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠)

    敖包塔油田減少無(wú)效注水的實(shí)踐與認(rèn)識(shí)

    黃小璐(大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠)

    對(duì)于注水開(kāi)發(fā)的低滲透油田,減少無(wú)效注水是提高采收率及節(jié)能降耗的重要途徑。由于敖包塔油田油層條件差,滲透率低,層間矛盾突出,大量注入水很難進(jìn)入低滲透層段驅(qū)油。而且,近兩年敖包塔油田擴(kuò)邊井開(kāi)采初期的注采比較高,大大地影響了油田的開(kāi)發(fā)效果。為了減少無(wú)效注水,使注采比趨近于合理,同時(shí)也達(dá)到節(jié)能降耗的目的,敖包塔油田采取了周期注水、單層輪換注水、細(xì)分注水、高含水井間抽等一系列措施。通過(guò)對(duì)這些措施的機(jī)理及效果進(jìn)行分析、評(píng)價(jià)、總結(jié)經(jīng)驗(yàn),探討減少無(wú)效注水方法的可行性。

    周期注水 單層輪換 細(xì)分注水 高含水間抽

    1 采用周期注水,減少無(wú)效注水

    1.1 周期注水原理

    周期注水是利用周期性地提高和降低注水壓力的辦法增加油層系統(tǒng)的彈性能量[1],在油層內(nèi)產(chǎn)生不穩(wěn)定壓降和在不同滲透率小層之間,產(chǎn)生相應(yīng)的液體不穩(wěn)定交換滲流。由于地層宏觀非均質(zhì)性引起的不均衡的不穩(wěn)定壓力降,使水流入低滲透率油層。受介質(zhì)的微觀非均質(zhì)性引起的毛管滯留作用,將水滯留在低滲透帶。毛管力使低滲透小層中的油被水驅(qū)替出來(lái),從而達(dá)到降低油井含水率和提高產(chǎn)油能力的目的。

    1.2 周期注水方案的確定

    1.2.1 周期注水時(shí)間的確定

    周期注水效果的好壞在很大程度上取決于周期注水間注時(shí)間的長(zhǎng)短。合理的間注周期即要保證停注后油水轉(zhuǎn)換所需時(shí)間,又要使油層保持一定的壓力水平,確保產(chǎn)油量相對(duì)穩(wěn)定。

    周期注水的時(shí)間按下式計(jì)算:

    式中:

    E——注水井排與生產(chǎn)井排之間的距離,cm;

    a——地層導(dǎo)壓系數(shù),cm2/s;

    K——地層滲透率,μm2;

    ?——地層孔隙度,%;

    μ——原油黏度,mPa·s;

    Ct——綜合壓縮系數(shù),1/10-1MPa。

    利用注水強(qiáng)度公式確定層段的注水強(qiáng)度和注水量。

    1.2.2 合理注水量的確定

    對(duì)不同區(qū)塊采取不同的注水政策,壓力低于原始地層壓力的區(qū)塊,注水量保持注采平衡,周期注水量應(yīng)在穩(wěn)定注水量的90%以上,壓力高于原始地層壓力的區(qū)塊,可以低于注采平衡注水,緩解水竄水淹的矛盾。

    首先,按下述公式劈分井組產(chǎn)水和產(chǎn)油量:

    式中:

    Qw——油井劈分給某水井或某層段的產(chǎn)水量,t/d;

    Qo——油井劈分給某水井或某層段的產(chǎn)油量,t/d;

    KiHi——與水井連通的井的地層系數(shù),μm2·m;

    qw——油井產(chǎn)水量,t/d;

    qo——油井產(chǎn)油量,t/d;

    A——常數(shù)(油井為邊井時(shí),A=1;油井為角井時(shí),A=0.7)。

    然后,按下列公式計(jì)算井組或?qū)佣巫⑺浚?/p>

    式中:

    W——水井或?qū)佣闻渥⑺浚?/p>

    IPR——注采比;

    B——油層性質(zhì)常數(shù)(好油層B=0.9,差油層B=1.1);

    C——油層沉積韻率常數(shù)。

    1.3 周期注水的效果

    以茂71區(qū)塊為例,截止到2011年6月茂71區(qū)塊共執(zhí)行周期注水36口井,其中單層輪換的注水井中執(zhí)行周期注水13口,日注水量減少99.2m3,其它周期注水井23口,日注水量減少383.5m3,若不實(shí)施周期注水,目前注采比為4.17,實(shí)施周期注水后,目前注采比為2.07。茂71區(qū)塊的產(chǎn)量、注采比的變化情況見(jiàn)圖1、圖2。

    圖1 茂71區(qū)塊產(chǎn)量變化曲線

    圖2 茂71區(qū)塊注采比變化曲線

    統(tǒng)計(jì)茂71區(qū)塊的測(cè)壓資料見(jiàn)表1。

    表1 茂71區(qū)塊地層壓力統(tǒng)計(jì)表

    通過(guò)對(duì)比可看出,周期注水后,注水量減少了,產(chǎn)量穩(wěn)中有升,地層壓力趨于穩(wěn)定,注采比降低,減少了無(wú)效注水。

    2 開(kāi)展單層輪換注水,減少無(wú)效注水

    2.1 單層輪換注水方案的確定

    根據(jù)連通油井的厚度及注水受效情況,降低與注水井東西向連通較好油層注水強(qiáng)度,以達(dá)到使油層均勻受效的目的,利用注水強(qiáng)度公式確定層段的注水強(qiáng)度和注水量。

    式中:

    Q——注水量,m3;

    H——油層厚度,m;

    A——含油面積,m2;

    ?——地層孔隙度,%;

    So——含油飽和度,%;

    ν——滲流速度,m/s;

    fw——含水率,%;

    B——原油體積系數(shù);

    IPR——注采比。

    2.2 推廣單層輪換

    由于在敖157區(qū)塊的單層輪換實(shí)驗(yàn)效果較好,在敖南油田又推廣了單層輪換。敖南油田茂72區(qū)塊水平井區(qū)共有54口注水井,周圍控制60口油井,由于油層發(fā)育較差,單井產(chǎn)能低僅為1.8t,注采比偏高,2008年一季度注采比達(dá)到9.2,按照原全井周期注水方案,后9個(gè)月注采比為4.66,年注采比達(dá)到5.79,為了降低注采比,提高開(kāi)發(fā)效果,針對(duì)該區(qū)塊注水井均不多于三個(gè)注水層段,適合實(shí)施單層輪換注水的情況,對(duì)該區(qū)塊54口注水井采取了單層輪換注水方式注水,方案自2008年4月份開(kāi)始組織實(shí)施。通過(guò)實(shí)施單層輪換注水,日注水量減少679m3,周圍的油井產(chǎn)量在正常遞減范圍內(nèi),目前注采比降為2.04,減少了無(wú)效注水。

    單層輪換注水井區(qū)共60口油井,與試驗(yàn)前2008年4月份對(duì)比,日產(chǎn)液由101t上升到112t,上升11t,日產(chǎn)油由97.8t上升到101t,上升3.2t,含水由3.3%上升到9.2%,上升5.9個(gè)百分點(diǎn),沉沒(méi)度由362m上升到369m,上升7m。

    扣除10口措施井,對(duì)比50口未措施井,與試驗(yàn)前2008年4月份相比,日產(chǎn)液由87.5t穩(wěn)定到86.3t,日產(chǎn)油由84.2t下降到76t,下降8.2t,下降9.7%,在正常遞減范圍之內(nèi),含水由4.0%上升到11.9%,上升7.9個(gè)百分點(diǎn),沉沒(méi)度由327m穩(wěn)定到329m。

    3 實(shí)施細(xì)分注水,減少無(wú)效注水

    3.1 細(xì)分注水的原理

    細(xì)分注水是控制無(wú)效注水、提高儲(chǔ)層動(dòng)用程度的一項(xiàng)有效措施。根據(jù)吸水剖面、分層測(cè)試成果等資料確定出無(wú)效注水層,對(duì)油層多、油層間隔層小、吸水差異大的注水層段,利用封堵技術(shù)將與高含水主要吸水層鄰近的薄層封堵掉,實(shí)現(xiàn)細(xì)分注水的目的;利用厚油層內(nèi)的物性?shī)A層作為隔層,通過(guò)封堵底部高吸水部位,改善厚油層頂部的吸水狀況[2]。

    3.2 實(shí)施細(xì)分注水的效果

    1999-2010年間共實(shí)施細(xì)分注水18口井,注水井敖266-84井細(xì)分前分兩個(gè)層段注水,配注了20m3,其中葡I7-8層配注10m3,但該層段層間差異大,層間矛盾突出,從吸水剖面上可以看出葡I8層不吸水,見(jiàn)表3。細(xì)分前環(huán)空找水成果表顯示該水井連通的兩口油井敖266-82井葡I7層、敖266-86井的葡I8層動(dòng)用程度較差(見(jiàn)表2、表3)。連通水井敖266-84井為了緩解葡I7、葡I8層的層間矛盾,進(jìn)行細(xì)分調(diào)整,將葡I7-8層細(xì)分,其中葡I7層、葡I8層各配注10m3,全井配注30m3。細(xì)分緩解了層間矛盾,提高了油層動(dòng)用程度。細(xì)分后油井見(jiàn)效明顯,其中敖266-82井日產(chǎn)油上升1.03t,提高了注入水的利用率,減少了無(wú)效注水。

    表2 敖266-82井產(chǎn)液狀況表

    表3 敖266-86井產(chǎn)液狀況表

    4 實(shí)施高含水井間抽,減少無(wú)效注水

    4.1 高含水間抽機(jī)理

    對(duì)于高含水比較集中的井區(qū),由于注入水的長(zhǎng)期沖刷,在部分儲(chǔ)層內(nèi)油水井間形成了不利于提高驅(qū)油效率的高滲透通道,導(dǎo)致大量注入水沿高滲透通道做無(wú)效注采,很難能再擴(kuò)大水驅(qū)波及體積,降低了油井產(chǎn)量。通過(guò)對(duì)部分高含水井采取間抽,防止注入水被抽吸出來(lái),形成無(wú)效循環(huán)。

    高含水層正常生產(chǎn)時(shí)它對(duì)低含水層產(chǎn)生干擾,使其不出油甚至層間倒灌,而間抽關(guān)井后,一方面由于交滲作用降低高含水層壓力,可使油井開(kāi)井后層間壓差減?。涣硪环矫娓吆g抽關(guān)井后,采出井點(diǎn)減少,注采系統(tǒng)發(fā)生變化,注入水的流動(dòng)方向發(fā)生改變,油井受效方向增加,使周圍油井受到了注水效果,有效調(diào)整平面矛盾,提高周圍油井產(chǎn)油能力,提高注入水的利用率。

    4.2 高含水間抽油井周圍油井情況

    為了控制高含水井區(qū)的無(wú)效注采,實(shí)施間抽24口井。周圍18口井見(jiàn)到效果,平均單井日增液0.2 t,日增油0.2t,動(dòng)液面穩(wěn)定。

    通過(guò)對(duì)比可看出,實(shí)施高含水油井間抽,有效的提高了周圍油井的產(chǎn)能,控制了無(wú)效注采,同時(shí)還達(dá)到節(jié)電的目的。

    5 結(jié)論

    1)由于油層滲透率低和非均質(zhì)性的影響,部分注水井主力油層層內(nèi)和層間動(dòng)用狀況差異較大,針對(duì)此類油層有針對(duì)性的開(kāi)展周期注水、單層輪換和細(xì)分注水工作,有效的控制了無(wú)效注水,降低了能耗。

    2)針對(duì)高含水井區(qū),注入水隨高含水井采出,造成能耗浪費(fèi),實(shí)施高含水井間抽后,連通水井井底憋壓,流壓升高,使注入水流向周圍受效差的油井,改善周圍油井的注水效果,大大減少了無(wú)效水循環(huán)。

    [1]王正華,雷宏偉,張?jiān)角?油砂山油田周期注水效果評(píng)價(jià)[J].青海石油,2011,29(2):27-28.

    [2]劉新.水驅(qū)特高含水期細(xì)分注水技術(shù)界限研究[J].高新技術(shù),2011(19):22-23.

    10.3969/j.issn.2095-1493.2012.07.015

    2012-05-16)

    黃小璐,2008年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院(石油工程專業(yè)),從事采油技術(shù)工作,E-mail:keke69085@163.com,地址:黑龍江省大慶市大同區(qū)大慶油田第七采油廠敖包塔作業(yè)區(qū),163517。

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