油井工作制度不合理影响单井采收率分析.docx

油井工作制度不合理影响单井采收率分析一、管理背景哈拉哈塘油田属于碳酸盐岩缝洞型油藏，储层非均质性强，岩溶模式有潜山区、内幕岩溶区，导致缝洞连通关系复杂，且储层物性差异也大。单井控制储量差异很大，不同缝洞带之间水体能量差异也很大，同一缝洞带之间由于储层所处深度的不同，避水高度也不同，导致整个油田的高产高效井分布无明显规律可言，就整体而言，高效高产井所占井数比例偏低，但是贡献了全油田的绝大部分产量。科学、合理管理高产井，尽量提高单井采收率，对提高整个油田的采收率有着不可估量的贡献。一口井的产能高低，取决于缝洞体大小、缝洞类型、水体能量强弱、避水高度、以及油品物性等主要因素。但是一口井的最终累产油，还取决于油藏管理是否合理，如工作制度是否合适，措施增产手段是否合理，是否受到人工注水影响等。二、具体做法及原因分析1、强水体单井。该类井缝洞连通范围大，高产、高效井基本都属于此类井，避水高度较大的井，累积产量一般都会超过2万吨，是油田高产、稳产的主力军，避水高度不足的井水淹速度较快，累积产油量比较低。对强水体单井来讲，绝大部分的产量都是在无水、低含水采油期采出，单井或区块要想获得较高的采出程度，无水期递减率必须严格控制，压力必须得到很好保持，延长无水采油期，尽量在无水期采出更多的油（见图1）。图1 哈拉哈塘强部分水体井无水和低含水期累产油统计柱状图强水体单井工作制度应该根据避水高度来确定，潜山区部分避水高度很大的单井可以适当增大工作制度，但是不应该超过4mm，如哈601-6井，该井避水高度较大，但是因为缝洞体很大且水体能量充足，长期采用5mm油嘴生产，会加速水锥抬升速度，见水后缩嘴压锥，含水出现一定下降，取得一定效果，含水波动较大，含水一直处于中含水阶段，表明该井剩余油富足，早期的大压差生产导致过早见水，在一定程度上会影响采收率（见图2）。部分揭开深度较大，避水高度相对较低的井，油嘴应该严格控制，原则上应该使用3mm油嘴，尽量控制产量和生产压差，防止底水过早突破，如哈9-7井加深后获得高产，揭开鹰山组80米，投产后压力产量均保持很好，2012年年底采用5-6mm油嘴生产，后一直采用4mm油嘴生产，该井生产中表现出强底水，2013年9月见水后迅速停喷。图2哈601-6井奥陶系生产曲线图图3哈9-7井奥陶系生产曲线图2、挥发性油藏单井对于南边热普、金跃区块存在部分高气油比的弱挥发性油藏单井，此类井饱和压力较高，随着采出程度的增加，地层压力下降到饱和压力以下后，气油比急剧上升，采出的原油密度下降，原油中大量的重烃留在地层无法采出，大幅影响采收率。如热普3-5井，该井属于典型的弱挥发性油藏（见图4），2013年4月地层脱气后气油比大幅上升，采油量急剧下降，8月份关井注水后，压力回升2MPa，开井后产油量有所上升，但是由于补充压力有限，增油效果有限（见图5）。此类油井，在投入开发时就该严格控制油嘴，防止地层压力下降过快，过早脱气，让重烃过早析出，后期需要人工补充能量开发，后期适合注水、注气补充能量的井毕竟是少数，大部分井后期无法人工补充能量，采收率就会受很大影响。图4 RP3-5井流体相态图图5RP3-5井奥陶系生产曲线图3、井况特殊型单井此类井主要包括侧钻井（尤其是侧钻同一缝洞体高部位的单井）、回填堵水井，这类井底水发育，人为实施避水，避水高度和避水效果往往比较差，应该严格控制油嘴，尽量将生产压差降到最低。稠油掺稀井由于存在掺稀量，出混液量比较大，油嘴可以适当增加一些，但是也要根据具体井况来定，强水体、避水高度低的井也必须严格控制工作制度。三、经验总结1、哈拉哈塘油田的自喷井贡献着绝大部分的产量，而且单井的主要累积产量集中在自喷阶段，管理好自喷井的工作制度，也就意味着管理好油藏，提高可采储量，提升油田产量，最终实现提高采收率。2、分区块、缝洞带、分井况制度合理的油嘴管理技术标准，能提高油藏研究人员、现场操作人员的油藏认知水平和操作技能。3、通过经验反思，能更好的总结油藏规律，深化油藏认识，在控水、治水、水驱之间做到优化利用。四、技术标准化通过经验反思、深化油藏认识、集合现场生产情况以及产量形势需要，特别制定《碳酸盐岩缝洞型油藏单井油嘴参数建议标准》（见附表1）。该标准仅适用于自喷井无水采油初期，压力衰减到一定程度时工作制度需要适当调整，平时清蜡扩嘴以及见水后工作制度的调整根据实际情况来确定，分区块来归类单井仅代表该区单井的普遍性，井况特殊时需要特殊对待。碳酸盐岩缝洞型油藏单井油嘴参数建议标准（初版）碳酸盐岩缝洞型油藏单井油嘴参数建议标准（原则：提高单井无水采油期采油量，实现提高采收率）编号：TBCYYXB-JSBZH-SC-201300X储层分类洞穴型储层（钻井放空、漏失量大、酸压表现出压开洞穴）裂缝孔洞型（钻井无放空、漏失量低于300