文杰(中國(guó)石油吉林油田公司扶余采油廠地研所, 吉林 松原 138000)
雙注水井點(diǎn)技術(shù)在扶余油田的應(yīng)用
文杰(中國(guó)石油吉林油田公司扶余采油廠地研所, 吉林 松原 138000)
扶余油田目前已進(jìn)入特高含水開(kāi)發(fā)期,采出程度達(dá)到25%,采收率只有30.9%,主力區(qū)塊注水區(qū)采出程度達(dá)30.4%,采收率只有35.7%,常規(guī)水驅(qū)區(qū)塊可采儲(chǔ)量采出程度85.2%,提高注水開(kāi)發(fā)水平、深入挖掘注水潛力是注水開(kāi)發(fā)區(qū)急需解決的難題。通過(guò)雙注水井點(diǎn)技術(shù)研究,指導(dǎo)扶余油田下步注水開(kāi)發(fā)方向,增加注水調(diào)控新技術(shù)的儲(chǔ)備。
雙注水井點(diǎn)技術(shù);油田;研究
扶余油田西5-8區(qū)塊于1962年10月投入開(kāi)發(fā)。至2012年10月區(qū)塊經(jīng)歷了三次大規(guī)模加密調(diào)整,1983~1994年為一次加密調(diào)整階段,1995~2004年為二次加密調(diào)整階段,2005~目前為三次加密調(diào)整階段。
西5-8精細(xì)水驅(qū)試驗(yàn)區(qū)于1962年10月以200米井距、正三角形基礎(chǔ)井網(wǎng)溶解氣驅(qū)方式全面投入開(kāi)發(fā),初期產(chǎn)量高,隨后產(chǎn)量開(kāi)始下降,此階段的主要問(wèn)題是地層壓力迅速下降,產(chǎn)量遞減;1973年開(kāi)始注水開(kāi)發(fā)階段,開(kāi)發(fā)特點(diǎn)為產(chǎn)液量、注水量快速增長(zhǎng),地層壓力回升,此階段的主要問(wèn)題是大批油水井套變,同時(shí)注水沿東西向裂逢推進(jìn),造成油井暴性水淹,含水上升快,區(qū)塊開(kāi)始出現(xiàn)大幅度降產(chǎn);1995年開(kāi)始為二次調(diào)整再穩(wěn)產(chǎn)階段,該階段主要問(wèn)題為井況、井網(wǎng)、注水、地面系統(tǒng)等問(wèn)題日益突出,導(dǎo)致含水上升加快,產(chǎn)量遞減加大;2005年-目前為三次調(diào)整階段,2005年-2007年產(chǎn)量上升,2008年產(chǎn)量又開(kāi)始下降,主要由于綜合含水高,已進(jìn)入高含水開(kāi)發(fā)階段,控油穩(wěn)水形勢(shì)嚴(yán)峻。
扶余油田高點(diǎn)部位楊大城子油層均較發(fā)育,連同扶余油層可劃分出10個(gè)砂組,目前工藝細(xì)分技術(shù)能夠滿足6段分注,對(duì)于高點(diǎn)部位的水井現(xiàn)細(xì)分工藝技術(shù)很難細(xì)分到位。如X+9-9.2井,分5段注水,若按隔層厚度≥2米劃分注水層段,可以劃分成8段。西5-8試驗(yàn)區(qū)塊,調(diào)整前水井平均分注5.6段,按隔層厚度≥2米劃分層段,應(yīng)劃分成7.6段,利用1口注水井,無(wú)法細(xì)分到位。通過(guò)研究,采用雙水井點(diǎn),分上下砂組注水進(jìn)行細(xì)分。5-8區(qū)塊調(diào)整后,平均每口井分成3.7段,兩水井合計(jì)7.4段,滿足了精細(xì)分層、精細(xì)控制的注水開(kāi)發(fā)需求。
200米井網(wǎng)與100米井網(wǎng)對(duì)比:一單向受效井多、多向受效井少;二地面井網(wǎng)完善地下井網(wǎng)不完善。如X+13-7.2水井,地面上看井網(wǎng)是完善的,從地下單砂體角度看,井網(wǎng)不是完善的,北側(cè)油井X+13-8.4、X13-7.4、X+13-7油井與水井X+13-7.2在單砂體上是不連通的,在東側(cè)加密新水井XS+13-5.2后,北側(cè)油井X13-7.4、X+13-7能夠受到南側(cè)水井的水驅(qū)控制,提高了儲(chǔ)量控制程度。
調(diào)整后井網(wǎng),油井控制方向增加,統(tǒng)計(jì)38口可對(duì)比老井,調(diào)整前油井多以1-2個(gè)受效方向?yàn)橹?,調(diào)整后,1-2個(gè)受效方向油井?dāng)?shù)在減少,3-4個(gè)受效方向的油井?dāng)?shù)在增加,調(diào)整前后油井受效方向發(fā)生了顯著變化。落在單砂體上,效果更加明顯,單砂體由無(wú)注水控制到有注水控制,由原來(lái)以1-2個(gè)注水控制方向?yàn)橹鳎F(xiàn)在主要以3-4注水控制方向?yàn)橹?,?chǔ)量控制程度增加。
4.1 產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整方面評(píng)價(jià)
(1)單井產(chǎn)狀變化評(píng)價(jià)。38口老井,調(diào)整前產(chǎn)狀(201308)與調(diào)整后產(chǎn)狀(201509)對(duì)比,平均單井產(chǎn)液對(duì)比變化不明顯。分不同產(chǎn)液級(jí)對(duì)比,特點(diǎn)明顯:低產(chǎn)液級(jí)別井:?jiǎn)尉a(chǎn)液主要以上升為主;中產(chǎn)液級(jí)別井:?jiǎn)尉a(chǎn)液上升或小幅度下降;高產(chǎn)液級(jí)別井:?jiǎn)尉a(chǎn)液主要以下降為主且幅度相對(duì)較大;散點(diǎn)圖反應(yīng)更清晰,產(chǎn)液高的井主要以下降為主,產(chǎn)液越高下降幅度相對(duì)越大。 產(chǎn)液越低下降井所占的比例越小,說(shuō)明老水井控制注水后,限制了產(chǎn)液井的產(chǎn)出;增加注水方向后,原低產(chǎn)、受效差的單井受效明顯,液量上升。
(2)層間產(chǎn)狀結(jié)構(gòu)調(diào)整方面評(píng)價(jià)。統(tǒng)計(jì)2口可對(duì)比剖面井,調(diào)整前后產(chǎn)狀變化較大,平均日產(chǎn)液由21.1噸下降到13.5噸,平均日產(chǎn)油由0.56噸上升到0.88噸,綜合含水由97.2%下降到93.8%,無(wú)效水循環(huán)得到了較好的控制
統(tǒng)計(jì)13個(gè)可對(duì)比小層,調(diào)整前產(chǎn)液越高的小層,調(diào)整后產(chǎn)液下降幅度越大,10個(gè)產(chǎn)出小層中有9個(gè)調(diào)整后產(chǎn)液下降,達(dá)到90%;調(diào)整前有3個(gè)小層不產(chǎn)出層,調(diào)整后有2個(gè)產(chǎn)出,產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整非常明顯。綜合含水調(diào)整前后變化非常明顯,調(diào)整前10個(gè)產(chǎn)出小層,調(diào)整后有9個(gè)小層綜合含水下降,表現(xiàn)降液降含水,產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整明顯,無(wú)效水循環(huán)得到有效控制。
4.2 層間壓力結(jié)構(gòu)調(diào)整方面評(píng)價(jià)
2013年以來(lái)共測(cè)8口分測(cè)井,其中可對(duì)比井3口,反應(yīng)砂組間壓力有所調(diào)整。
(1)籠統(tǒng)壓力。與調(diào)整前對(duì)比,各層壓力均在下降,扶余的四個(gè)砂組間壓差越來(lái)越小,壓力在向合理的趨勢(shì)方向發(fā)展,尤其Ⅱ~Ⅳ砂組壓力值非常相近。
(2)可對(duì)比井壓力??蓪?duì)比井資料反應(yīng),砂組壓力有所調(diào)整。高壓井層壓力在下降,如Ⅰ、Ⅲ砂組,低壓井層壓力在上升,如Ⅱ、Ⅴ砂組。層間壓力在逐步縮小。
在8個(gè)中低壓井層中有6個(gè)井層壓力在上升,在6個(gè)高壓井層中有4個(gè)在下降,壓力結(jié)構(gòu)調(diào)整明顯。
4.3 注水波及體積評(píng)價(jià)
西+11-9.2井,2012年示蹤劑資料反應(yīng),監(jiān)測(cè)5個(gè)層段,各注水層段平面見(jiàn)劑率多在60%以下,其中有3個(gè)層段見(jiàn)劑率在50%以下,注水波及體積不充分,水驅(qū)控制程度相對(duì)較低。
2015年8月22日在XS+13-7.1、XS+13-8.2水井開(kāi)展水驅(qū)前緣監(jiān)測(cè),結(jié)果反應(yīng)水驅(qū)波及體積在增大,監(jiān)測(cè)4個(gè)層段,有3個(gè)層段見(jiàn)效率在60%以上。