北三東水驅均衡地層壓力的調整方法研究

葛巖 (中石油大慶油田有限責任公司第三采油廠第一油礦地質隊,黑龍江大慶 163113)

北三東水驅均衡地層壓力的調整方法研究

葛巖 (中石油大慶油田有限責任公司第三采油廠第一油礦地質隊,黑龍江大慶 163113)

薩北開發(fā)區(qū)目前已經處于特高含水期開發(fā)階段,穩(wěn)產難度越來越大,穩(wěn)油控水成為主要任務。地層壓力保持穩(wěn)定均衡是實現(xiàn)穩(wěn)油控水的一個關鍵因素。通過重點分析該區(qū)塊2010年以前地層壓力特征,并針對區(qū)塊流壓偏高以及全區(qū)地層壓力在平面和縱向上的不均衡狀況,分析問題成因,通過合理進行方案調整,平衡配水;采取多種增注措施改善吸水狀況;對油、水井進行套損修復、側斜工作,完善注采關系;通過油井措施治理局部壓力異常;加大油井長關井、問題井治理力度等5個方面使區(qū)塊壓力不均衡狀況逐漸得到改善,區(qū)塊含水上升得到控制,遞減持續(xù)保持較低水平。

平均地層壓力;高壓區(qū);低壓區(qū);壓力恢復

北三東區(qū)塊位于大慶長垣薩爾圖油田北部純油區(qū),含油面積20.2km2,地質儲量11344×104t,可采儲量5292×104t。截至2013年8月底全區(qū)共有油水井739口,其中注水井328口,采油井411口。2013年8月份注水井開井293口,平均日注水23794m3,年注水583.6380×104m3;采油井開井355 口,平均日產油946t,年產油24.1925×104t,年注采比1.10,年均含水95.35%,地層壓力11.11MPa,總壓差-0.21MPa。為保持其地層壓力的穩(wěn)定均衡,需要對區(qū)塊的壓力特征[1]進行調查,對影響因素進行分析,并調整地層壓力,以期指導實際生產。

1 壓力特征

1.1 區(qū)塊流壓偏高

2010年北三東水驅油井開井360口,地層壓力11.03MPa,總壓差-0.34MPa。雖然地層壓力處于合理范圍,但區(qū)塊平均流壓一直在5MPa以上,已經達到5.74MPa。統(tǒng)計正常生產的317口井的測壓數(shù)據(jù),流壓小于3MPa的井有30口,占總井數(shù)的9.5%,流壓在3～6MPa的井有148口,占總井數(shù)的46.7%,而流壓大于6MPa的井有139口,占了總井數(shù)的43.8%。

1.2 地層壓力平面分布不均衡,異常高壓、低壓井區(qū)較多

2010年,全區(qū)共測靜壓93口井,地層壓力11.03MPa,總壓差-0.34MPa,籠統(tǒng)地看壓力處于合理的范圍之內,但各井點之間壓力極不均衡,異常高、低壓井偏多,不在合理壓力范圍內的有67口井,占測壓井數(shù)的72%;從壓力分級表(見表1)上可以看出,總壓差小于-1MPa的井有29口,占測壓井數(shù)的31.2%,總壓差為-2MPa;總壓差在-1～-0.5MPa的井有14口,占測壓井數(shù)的15.1%,總壓差為-0.8MPa;總壓差在0.5～1MPa的井有8口,占測壓井數(shù)的8.6%,總壓差為0.73MPa;總壓差大于1MPa的井有16口,占測壓井數(shù)的17.1%,總壓差為2.2MPa;總壓差在-0.5～0.5MPa的井有26口,僅占測壓井數(shù)的28.0%,總壓差為-0.12MPa。

表1 北三東水驅2007～2010年壓力分級表

1.3 各套層系之間的壓力差異大

從各套層系壓力統(tǒng)計(見表2)上可以看出,2次加密井和3次加密井壓力偏低,總壓差均小于-0.50MPa;基礎井網(wǎng)和1次加密井壓力處于合理范圍內,總壓差分別為-0.45MPa和0.08MPa。

基礎井網(wǎng)主要開采薩爾圖層系,1次加密井網(wǎng)開采葡二高層系,2次加密井開采薩爾圖薄差油層,3次加密井網(wǎng)主要開采薩葡高剩余油層及薄差層。從分層系地層壓力監(jiān)測數(shù)據(jù)上看,薩爾圖層系的監(jiān)測井中,異常低壓井即總壓差小于-1MPa的井占到監(jiān)測井數(shù)的38.5%,而葡二高層系的監(jiān)測井中,異常高壓井即總壓差大于1MPa的井占到監(jiān)測井數(shù)的30.0%。薩爾圖層系的總壓差為-0.74MPa,要明顯低于1次加密井的總壓差0.42MPa的水平,2套層系的含水接近。

表2 2010年北三東水驅分層系壓力統(tǒng)計

2 影響因素分析

2.1 層間干擾,造成薩爾圖薄差油層壓力偏低

雖然2次加密井的注采比達到2.12,總壓差卻小于-0.5MPa。分析主要原因為2次加密注水井層段跨度大,擔負給部分基礎井網(wǎng)注水?；A井網(wǎng)開采的主要層位是薩爾圖油層,注采比只有0.49,而總壓差為-0.45MPa。2次加密井開采的是薩爾圖層系的薄差油層,實際上有相當一部份水是注給了基礎井網(wǎng)。如北3-丁5-255井,日配注90m3,日實注92m3。全井分5段注水,同位素資料顯示控注層段S24-6層連續(xù)6年吸水均占到了全井的60%以上。同時,由于層系間干擾,對2次加密井開發(fā)也有一定影響。同時雖然基礎井網(wǎng)有2次井給注水,但由于基礎井網(wǎng)的注采比偏低只有0.49,所以造成整個薩爾圖層系的地層壓力低。2次加密井的間歇抽油井占該層系總井數(shù)的7.6%,而1次加密井和3次加密井的間歇抽油井僅占同層系的2.8%和1.2%,基礎井網(wǎng)中電泵井有21%的井達不到全月正常生產,導致欠載關井或由于欠載泵燒關井。

2.2 局部地區(qū)缺少注水井排,注采不完善,造成薩爾圖層系壓力偏低

北三東水驅基礎層系采取500×500行列井網(wǎng)開采薩爾圖主力油層,由注水井排北3-3、北2-1排中間布北3-4、北3-5、北3-6呈3排生產井排構成。其中生產井排北3-4排主要受效與注水井排北3-3排,生產井排北3-6排主要受效與注水井排北2-1排,而北3-5排生產井只有同排北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排為其補充一部分,致使該井排缺少注水井點,注采關系不完善。統(tǒng)計該井排薩爾圖層系地層壓力為9.76MPa,總壓差為-1.41MPa,總壓差較同層系低0.96MPa,較全區(qū)低1.75MPa。

2.3 油層條件發(fā)育差,造成注水困難導致低壓

因3次加密井主要開采薩葡高剩余油層和薄差油層,油層發(fā)育條件差,注水困難[1]。2010年北三東地區(qū)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%,比其他層系完成配注的比例低4.2%。這也是造成3次加密井低壓的主要原因。

2.4 水井問題增多,局部地區(qū)注采不完善,造成油井低壓

2010年底北三東水驅水井問題井關井共29口,較2009年年底增加4口。由于水井問題增多,局部地區(qū)缺少注水井點,致使地層壓力較低。如北2-2-166井組,從2009年8月管柱拔不動待大修,井組水量減少100m3,致使井組地層壓力從12.65MPa下降到10.61MPa。

2.5 油井問題井多,導致壓力偏高

2010年底區(qū)塊油井問題井共109口,影響液量7143t,影響油量345t,液量在30t以上的井50口,占問題井總數(shù)的45.87%,致使局部地區(qū)有注無采,形成高壓井區(qū),如北3-6-168井組中連通的3口采油井,北3-丁6-67、68、69井均待大修停止生產,致使該井組有注無采,總壓差從0.69MPa上升到2.25MPa,形成異常高壓井區(qū)。

3 壓力調整方法

3.1 合理進行方案調整,平衡配水,均衡地層壓力

2011年到2013年共進行注水井方案調整297口,其中為平衡配水,均衡地層壓力,低壓提水102口井,控高壓高含水87口井。同時并為解決基礎井網(wǎng)注采比較低問題,合理恢復28口井的29個薩爾圖層系長停層,恢復水量580m3,為基礎井網(wǎng)提液。如北3-6-70井是1口開采薩爾圖層系的電泵井, 2010年流壓僅為3.06MPa、總壓差-0.85MPa,如不及時提水很容易造成欠載停機。該井的周圍有4口基礎井給注水,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,同時有2口距該井175m的2次加密水井北3-丁6-469和北3-丁6-470井給注水,2口井的平均注水強度為14.6m3/(d·m),已高出全區(qū)2次加密井的平均注水強度4.6m3/(d·m)。通過分析,釋放停注近10年的北2-1-92井的SⅢ2～Ⅲ3+4層段和北2-1-更水96井的SⅢ2-4～SⅢ8層段,共提水40m3/d,來改善北3-6-70井的低壓狀況。方案執(zhí)行后,北3-6-70井的總壓差上升了0.4MPa,流壓上升了1.1MPa。

3.2 采取多種增注措施改善吸水狀況,提高地層壓力

針對油層發(fā)育差,完不成配注的注水井采取酸化、壓裂等措施來改善注水狀況,2011～2013年注水井共酸化26口、壓裂25口,累計增注14.92×104m3。

3.3 對油、水井進行套損修復、側斜工作,完善注采關系,緩解壓力異常

2011年到2013年針對注水井套損問題共大修14口井,恢復注水量20.68×104m3;采油井大修10口、側斜1口,累計增油0.63×104t。

3.4 通過油井措施治理局部壓力異常

2011～2013年結合油層發(fā)育狀況和注水情況采取壓裂措施,共實施油井壓裂措施26口,累計增油1.67×104t,累計增液13.86×104t。提高滲流能力,降低地層壓力;同時換大泵16口井,放大生產壓差,緩解局部地區(qū)壓力異常。

3.5 加大油井長關井、問題井治理力度

2011～2013年針對油井問題井較多,致使成片井點抽吸能力弱造成地層憋壓的問題,北三東區(qū)塊加大了問題井處理力度,分類別、分產量、分井組逐一進行治理,取得了較好的效果。如上面提到的北3-6-168井組,在2011年和2012年分別對井組中北3-丁6-68、69井進行大修治理,治理后井組總壓差從2.25MPa下降到0.61MPa,接近合理范圍。

4 應用效果

2011～2013年通過以上治理手段,區(qū)塊地層壓力有了明顯改善,主要表現(xiàn)在以下4個方面:

1)區(qū)塊流壓有所下降。從2010年到2013年的流壓統(tǒng)計曲線可以看出,區(qū)塊流壓逐年下降,目前流壓為5.18MPa,雖然仍然較高,但與2010年相比下降了0.56MPa,297口正常生產測壓井中,流壓小于3MPa的井有36口,占總井數(shù)的12.1%,流壓在3～6MPa的井有165口,占總井數(shù)的55.6%,流壓大于6MPa的井有96口,占總井數(shù)的32.3%,流壓大于6MPa的井數(shù)比例與2010年相比下降了11.5%。

2)區(qū)塊地層壓力得到穩(wěn)定恢復。統(tǒng)計2010年到2013年的壓力資料,地層壓力由10.63MPa恢復到11.11MPa,總壓差分別為-0.50、-0.45、-0.26,-0.21MPa,地層壓力得到穩(wěn)定恢復。

3)平面上壓力分布趨于合理,異常高低壓井數(shù)比例減少。從2010年到2013年壓力分級表(見表3)可以看出,區(qū)塊壓力不均衡現(xiàn)象有所改善,2013年區(qū)塊特高、低壓井數(shù)比例分別較2010年減少6.9%、14.3%,合理范圍地層壓力比例增加24.5%。

4)各套層系油層之間的壓力差異減小。從各套層系壓力統(tǒng)計(見表4)上看,2013年的2次加密井和3次加密井壓力有所提高,總壓差分別較2010年提高了0.04和0.58MPa;基礎井網(wǎng)和1次加密井壓力仍處于合理范圍內,總壓差分別為0.03MPa和0.08MPa。層系間壓力差異減小。

表3 北三東水驅壓力分級表

表4 2010年和2013年分層系壓力統(tǒng)計對比

5 結論與認識

1)盡管區(qū)塊分層幾套層系開采,但是整個油層是處于一個動力系統(tǒng),所以動態(tài)分析的時候尤其是對壓力的分析,要打開井網(wǎng)的局限,使分析的結論更貼近實際水平。

2)針對油層在平面和縱向上的短期壓力不均衡現(xiàn)象,水井調整是均衡地層壓力的有效方法。

3)由于水井套損對地層壓力和采油井產量的影響很大,及時進行大修和側鉆完善注采關系是保證地層壓力穩(wěn)定的重要手段。

4)基礎井與2次加密井薩爾圖層系層間干擾及北3-5排生產井缺少注水井點問題,需通過井網(wǎng)重構等手段,減少層間干擾,完善注采關系。

[1]張厚福.石油地質學[M].北京:石油工業(yè)出版社,2000.

[編輯]辛長靜

TE271

A

1673-1409(2014)26-0081-03

2014-03-15

葛巖(1980-),女,工程師,現(xiàn)主要從事油礦動態(tài)監(jiān)測方面的研究工作。