萨尔图油田北二区西部套损的几点认识.pdfVIP

维普资讯 · 74 · 第24卷 第 1期 大庆石油地质与开发 P．G．O．D．D． 2005年2月 文章编号 ：1000-3754 (2005)0l-0074-02 萨尔图油 田北二区西部套损的几点认识 王 峰，吴照辉，李宝霞 (大庆油 田有限责任公司第三采油厂 ，黑龙江 大庆 163152) 摘要：随着油田开发的不断深入 ，套损已经成为影响油田开发的重要 因素。通过对萨尔图油田北二区 西部套损井SI组油层的分析，得 出套损是 由地层压力、泥岩吸水状况、注水强度 、措施调整等 多方 面因素引起的。细致地分析地层构造变化，合理地制定调整措施 ，有效地提 出防治办法，已经成为油 田开发迫切需要解决的主要 问题之一。 关 键 词：油 田开发 ；套损 ；压差 ；注水 ；泥岩 中图分类号 ：TE26 文献标识码：A 萨尔图油田北二区西部每年都 出现一些套损井， 受断层影响，而北二西东块地区只有4条断层，影响 套损层位主要集中在 SI组。从 SI组历年套损的趋势 较小，上述原因使东西两块的压力相差 1．88MPa。 看，随着三次加密调整井的开发与投产，SI组油层 (3)井区间存在较大压差。注水井套变关井后 ， 部位套损有增大的趋势 ，已成为套损危险区，因此对 其周围地层压力逐渐下降，为缓解油井的低压状况 ， SI组发生套损原因进行分析 ，进而提出预防套损措 对其周围未套变水井进行提水，加大注水强度，而注 施是非常必要的。 水强度增大后导致套损井附近的正常井套管壁承受较 大压差。 1 压差对套损的影响 (4)SI组各小层之间存在压差。统计 区块内SI 组各小层的吸水动用状况 ，SI，层 的单位有效厚度注 北二西东西两块交界处出现了较多的套损井 ，且 水强度为36．55m ／(d ·m)，单位有效厚度产液强 SI组较多。分析认为：该 区域层系及井 区间压力不 度为 2．04m ／(d ·m)，注水强度 是产液 强度 的 平衡，存在较大压差。 l7，92倍。与其它小层注采状况存在较大差异。 (1)层系间存在较大压差。该区域 1999年基础 井网总压差为0．07MPa，一次加密井总压差为0．17 2 SI组易发生套损原因分析 MPa，萨尔图二次加密井总压差为一1．67MPa，葡 II 高二次加密井总压差为一0．21MPa。 2．1 SI组沉积特点使其易形成小范围独立的压力系 (2)区块间存在较大压差。北二西东块地区投 统 产葡 II高二次加密井，为反九点面积井 网注水。共 从 SI组4个小层的沉积特点来看：SI组中SI，、 投水井24 口，由于与一次调整井开采层位相连通 ， SI层属不稳定的外前缘席状砂，主体呈破席状 、网 有一部分水补充给了一次调整井 ，增加了一次调整井 格状，表内薄层和表外储层以窄条状分布，虽然分布 的来水方向，使北二西东块开采葡 II高层系的油水 面积较大 ，但局部尖灭区和变差区普遍存在。SI为 井数比例为 1：1．16。而与之相邻北二西西块的一次 稳定的三角洲外前缘席状砂体沉积。每个小层都较 调整井油水井数 比例为 1：0．5，导致东西块一次调 薄 ，油层厚度仅为0．5～1．0m，纵 向上砂泥岩交互 整井压力差值较大。北二西西块地区一次