西區(qū)油田旦八區(qū)塊3183井區(qū)油藏穩(wěn)產(chǎn)方案研究

敖煒 任強(qiáng)燕 張皓 胡偉康 韓晉偉

摘? ? ? 要：某石油西區(qū)采油廠位于陜北斜坡中西部，區(qū)內(nèi)分為延長組和延安組這兩個比較重要的油層，由于油層埋藏的比較淺，滲透率比較低，產(chǎn)能比較少，存在著物性差、致密性差等多種特點(diǎn)，屬于特低滲透油田。目前有超過4 000口井處于注采運(yùn)行之中，經(jīng)過多年開發(fā)一些層位油層的含水率都逐步上升、采收率逐步下降，通過對本區(qū)塊的研究，提出了穩(wěn)產(chǎn)方案。

關(guān)? 鍵? 詞：含水率;產(chǎn)量遞減 ;穩(wěn)產(chǎn)方案

中圖分類號：TE357? ? ? ?文獻(xiàn)標(biāo)識碼： A? ? ? 文章編號： 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? 工區(qū)簡介

3183井區(qū)2004年投入開發(fā)，開發(fā)井主要采用自然能量開采，部分井組以注水開發(fā)方式開采。注水井25口，采油井203口，注采井?dāng)?shù)比約1∶8。其中長3開井60口，長4+5開井85口，長6開井58口。本區(qū)主要生產(chǎn)層為長3和長4+5。

在統(tǒng)計的過程中，發(fā)現(xiàn)從2004年開始一直到2006年，生產(chǎn)的井?dāng)?shù)在逐漸地增加，生產(chǎn)的油量和液量也在逐漸地增加。從2007年到2010年，總井?dāng)?shù)量變化不大，每年生產(chǎn)的油量和液量有所下降。從總的情況能夠發(fā)現(xiàn)，在油田生產(chǎn)的前期主要是通過擴(kuò)邊井和加密井來確保穩(wěn)定生產(chǎn)的[1-3]。

1.1? 地層虧空與油層壓力

從2006年開始，開始對一部分井組進(jìn)行注水開發(fā)，主要是從長3層到長6層之間進(jìn)行的，目前由于設(shè)備故障等原因有4口未投注，實(shí)際工作的注水井為21口。

本區(qū)塊開發(fā)后期開始注水，而且沒有大范圍應(yīng)用，導(dǎo)致底層能量嚴(yán)重不足。截至2010年6月底，工區(qū)累積注水1.273×105 t，累積虧空1.688×105 t。

通過地層的壓力變化能夠了解到地層的虧空狀況，但是僅僅通過注水無法恢復(fù)本地區(qū)地層的壓力。2009年，這個地區(qū)的平均壓力在8.30 MPa，和2004年相比，只是2004年的72%，也就是說壓力水平無法保持在原來的狀態(tài)，產(chǎn)量也會逐漸地下降，通過生產(chǎn)曲線資料圖能夠發(fā)現(xiàn)，這種情況十分明顯。本地區(qū)投產(chǎn)一到兩年之后，產(chǎn)量就會快速地下降，但到了后期就會趨于平穩(wěn)[4-6]。

1.2? 油田產(chǎn)量遞減規(guī)律

之所以出現(xiàn)了油田減產(chǎn)的情況，是因為當(dāng)?shù)氐挠筒貎Υ骖愋筒煌?，?004年的3月份到2010年的6月份，工區(qū)注水相對比較完善，我們對具體的減產(chǎn)規(guī)律進(jìn)行了分析統(tǒng)計。

通過分析結(jié)果可以看出，區(qū)塊中單井產(chǎn)油量下降主要經(jīng)歷了兩個時期：前一個時期為2005年到2008年，是單井產(chǎn)量逐步減少的初步階段，主要依靠天然能力產(chǎn)出，地下的能量減少很嚴(yán)重，產(chǎn)量的遞減速度也很快，以每月3%左右逐步遞減。月產(chǎn)油量計算公式為Qm = 28.179e-0.032 7x（相關(guān)系數(shù)R ? = 0.891 9）;第二階段為遞減中期（2009—2010年），2008年3月開始進(jìn)行了注水補(bǔ)充地層能量，具體的地點(diǎn)指數(shù)如圖2所示，每個月的遞減率大概在2.01%，每年的遞減率在24.12%，和第一個階段相比，整體降低了25%。月產(chǎn)油量計算公式為Qm = 15.85e-0.020 1x（相關(guān)系數(shù)R ? = 0.686 6）。見圖1。

經(jīng)過分析能夠發(fā)現(xiàn)，油藏的儲存量不能進(jìn)行長時間的開發(fā)，要在一段時間內(nèi)進(jìn)行注水補(bǔ)充。在開發(fā)過程中，前期產(chǎn)量非常高，后期可能會出現(xiàn)下降的情況，進(jìn)而趨于平穩(wěn)，只有合理的注水才能提高生產(chǎn)率。

1.3? 低產(chǎn)井形成原因分析

根據(jù)2010年6月工區(qū)165口生產(chǎn)井統(tǒng)計，1 t以上的井21口，占總井?dāng)?shù)的12.7%;0.5～1 t的井42口，占總井?dāng)?shù)的25.5%;0.3～0.5 t的井37口，占總井?dāng)?shù)的22.4%;0.3 t以下的井65口，占總井?dāng)?shù)39.4%（見表1）。

通過分析，低產(chǎn)井的形成原因主要是3個方面：當(dāng)前的局部注水并不完善，有時候甚至無法及時的補(bǔ)充油藏的能量;油藏邊部含油量比較少;局部出現(xiàn)裂縫滲流的情況比較明顯，在這些部位產(chǎn)量較少。

由各油層組試采產(chǎn)量分布可以看出，工區(qū)產(chǎn)能分布與構(gòu)造、沉積微相特征關(guān)系密切。高產(chǎn)的地區(qū)產(chǎn)生了豐富的油氣，尤其是東西向和北東向這幾個部位產(chǎn)量比較高。相反，油藏邊部，油層物性差、含油豐度低地區(qū)則是低產(chǎn)井分布的主要區(qū)域。

1.4? 工區(qū)注采系統(tǒng)尚不完善、注采參數(shù)優(yōu)化

1.4.1? 歷年注水指標(biāo)分析

目前的注水井?dāng)?shù)仍然較少，無法滿足油田注采平衡的要求。工區(qū)2006—2007年為開始注水階段，注水井?dāng)?shù)從1口增加到4口，年注水量分別為3 339、8 763 m3，單井平均日注水量較高，分別為13 m3和14 m3，平均注水壓力較低，約2.0 MPa;2008—2010年為較大規(guī)模注水階段，年注水井?dāng)?shù)保持在15口左右，年注水量分別為37 283、58 426、16 496 m3，單井平均日注水量有所降低，分別為7、9、7 m3，平均注水壓力逐年升高，分別為4.1、5.0、5.2 MPa。

1.4.2? 注采參數(shù)分析

根據(jù)該區(qū)目前油田開發(fā)現(xiàn)狀及油藏地質(zhì)特征、注采井距、油層連通情況，借鑒了相鄰的油藏注水工作經(jīng)驗?zāi)軌颍貙釉诔跗谀芰刻澘涨闆r比較嚴(yán)重，要增大注水的量，強(qiáng)度要保持在2.2 m3·（m·d）-1，持續(xù)注水，一年之后能夠補(bǔ)充第一層的能量。有一部分地層能夠穩(wěn)定的生產(chǎn)，這個時候要采取溫和注水的方法，可以降低配注量，把注水開采的比率控制在1.2左右。

1.5? 平面及層間矛盾突出、注水見效但幅度不大、水淹嚴(yán)重

1.5.1? 油井見效特征分析

通過對工區(qū)18個注水井組的統(tǒng)計，注水井組區(qū)域內(nèi)油井總數(shù)為73口，其中長3油井?dāng)?shù)為40口，長4+5上油井?dāng)?shù)為7口，長4+5下油井?dāng)?shù)為20口，長6油井?dāng)?shù)為6口。受效油井以長3最多，長4+5下次之，長4+5上和長6較少。受效油井總數(shù)為36口，受效比例為49.3%，單井平均見效幅度0.44 t。本區(qū)注水見效幅度較低。

在動態(tài)分析的過程中能夠發(fā)現(xiàn)，工區(qū)的油井是主流線型，受效方向十分明顯，水驅(qū)的方向和分流的流線方向基本相同。有一部分油井出現(xiàn)了不對稱的見效方向，這種油井大多數(shù)處于分流河道的邊緣或者是油藏的邊部。巖性致密帶，也會影響到油藏。一部分井組在改造的過程中出現(xiàn)了裂縫，被我們稱作裂縫型，導(dǎo)致油井的見效幅度很小。

面對這種情況，要合理地控制注水和開采的強(qiáng)度，增加側(cè)向的注水強(qiáng)度。為了促使油井能夠全面均衡的見效，會從側(cè)向油井進(jìn)行恢復(fù)壓力，或者是深抽，這種方法能夠產(chǎn)生放壓提液效果。

1.5.2? 油井含水上升及水淹原因分析

選擇的注水工藝或者是當(dāng)?shù)氐牡刭|(zhì)因素、開發(fā)生產(chǎn)的方式等多種因素都會影響到油井的含水情況，導(dǎo)致油井含水量快速的上升?？偨Y(jié)低滲油田油井的過早水淹規(guī)律能夠發(fā)現(xiàn)，注入水的運(yùn)動會受到沉積相的控制，無論采取怎樣的注水井布置，注入的水也會快速地進(jìn)入附近的河道，注水的速度會受到河流上下游的影響，所以河道內(nèi)部分布了大量的砂體，這就會導(dǎo)致油井出現(xiàn)水淹，或者是過早見水的情況。把注水和采井的連線連接起來和地層的主應(yīng)力處于平行的方向時，采油井見水快，注水波及范圍比較小。在古水流方向，如果采油井處于注水井的下游或者是側(cè)翼，那么見水就比較慢。如果采取構(gòu)造軸部注水這種方法就會快速的見水。在注水的過程中，注水和開采的比例不適當(dāng)、水井分層測調(diào)不合格等多種情況能夠?qū)е滤?。由于油水井壓裂裂縫溝通所導(dǎo)致，一些油井由于含水量過高，就沒有抽油的價值了，就會形成注水井。如果油井的壓力規(guī)模比較大，容易引起與其他油井溝通，而導(dǎo)致油井水淹。

很多油井是因為工藝不當(dāng)或者是水淹出現(xiàn)了作業(yè)事故等多種情況，導(dǎo)致停井，出現(xiàn)事故比較多的就是水淹井。從2010年7月份開始統(tǒng)計，關(guān)停的井有41口，占總數(shù)的20.2%，其中有1%的井出現(xiàn)了事故，有3.4%的井出現(xiàn)了供液不足的情況，還有15.8%的井出現(xiàn)了水淹的狀況。

通過綜合分析，工區(qū)油井水淹可能由以下原因造成：一是注采比較高，注水強(qiáng)度大，過度注水出現(xiàn)了水竄的情況，油井內(nèi)部的含水量會快速的增高，產(chǎn)油量開始遞減;二是由于注水開采的比例比較低，注水的強(qiáng)度較小，導(dǎo)致一些部位沒有得到充足的注水量，在開采的過程中出現(xiàn)了油水分離的情況，導(dǎo)致內(nèi)部的含水飽和度比較高;三是套管發(fā)生破損使油層以上地層水流入井筒導(dǎo)致含水上升。

2? 改善措施

根據(jù)經(jīng)驗、地質(zhì)研究、數(shù)據(jù)動態(tài)建模和分析，現(xiàn)在區(qū)塊的剩余可采儲量其實(shí)主要都是通過井網(wǎng)掌控，沒有辦法打加密井來提供產(chǎn)量，所以減緩產(chǎn)量遞減的方式主要有：精細(xì)化注水，不斷優(yōu)化注采井網(wǎng)，從而提高采出比;通過補(bǔ)孔等措施做好層間接替，對于一些關(guān)停井通過歷史數(shù)據(jù)分析重新進(jìn)行開采[7-10];通過壓裂和其他化學(xué)等多種措施提高開采的效果。

2.1? 綜合調(diào)整治理方案

油井轉(zhuǎn)注措施：恢復(fù)低壓區(qū)地層壓力;高壓、有利儲量區(qū)低產(chǎn)井補(bǔ)孔處理;水井恢注、停注及補(bǔ)孔。

注采優(yōu)化措施：注采優(yōu)化主要是通過對注采的參數(shù)、壓力數(shù)值、對于井網(wǎng)的采出控制措施等幾個地方進(jìn)行分析和研究，從而制定出合理的治理方案。

2.2? 開發(fā)效果預(yù)測

具體的開發(fā)指標(biāo)包括日產(chǎn)水、年產(chǎn)水、累計產(chǎn)水、日產(chǎn)油、年產(chǎn)油、累計產(chǎn)油等，在這過程中常規(guī)的維護(hù)性的措施不考慮在內(nèi)，所有的調(diào)整工作都需要在半年之內(nèi)完成，選擇數(shù)值模擬這種方式進(jìn)行開發(fā)指標(biāo)的預(yù)測，調(diào)整方案總體工作量見表2，開發(fā)指標(biāo)預(yù)測見表3。

3? 治理效果評價

從2011年8月份開始實(shí)施這個方案，在統(tǒng)計的過程中發(fā)現(xiàn)這24口井都采取了積極的補(bǔ)救措施，在采取措施之后日產(chǎn)油量開始增加， 累計增加了1 800 t，效果十分明顯。

4? 結(jié)束語

本次研究以井區(qū)長4+5砂巖儲層為主要對象、兼顧長3、長6，通過分析油田遞減規(guī)律以及低產(chǎn)井成因并提出相應(yīng)的穩(wěn)產(chǎn)措施。

通過對工區(qū)開發(fā)特征及產(chǎn)量遞減規(guī)律分析，本區(qū)主力油層長3～長6注水時間較晚，規(guī)模較小，開發(fā)方式以自然能量為主，導(dǎo)致地層能量虧空嚴(yán)重，單井日產(chǎn)油水平較低。

從油井產(chǎn)能分布特征分析，構(gòu)造、沉積對產(chǎn)能控制作用明顯，油藏邊部，油層物性差、含油豐度低地區(qū)則是低產(chǎn)井分布的主要區(qū)域。

通過注水動態(tài)和油井見效特征分析，由于這個地區(qū)在注水開采的過程中，井?dāng)?shù)比比較小，選擇的方法也不夠完善，參數(shù)不當(dāng)，出現(xiàn)了層間吸水的差異，導(dǎo)致油井見效幅度低，平面上應(yīng)實(shí)施雙向調(diào)整，縱向上采用分層注水解決層間矛盾。

當(dāng)前注水和開采的井網(wǎng)不夠完善，出現(xiàn)了注水參數(shù)不當(dāng)?shù)榷喾N問題，一部分地區(qū)形成了高壓區(qū)，一部分地區(qū)形成了低壓區(qū)，在長3層和長4+5層這些位置比較嚴(yán)重，還有一些水淹情況十分嚴(yán)重。平層之間的矛盾越來越嚴(yán)重，需要針對注水和開采的比例進(jìn)行調(diào)整，從而確保壓力的平衡。

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