水后期周期注水应用的一个实例.docVIP

高含水后期周期注水应用的一个实例 44第24卷第5期大庆石油地质与开发P.G.O.D.D.2005年l0月 文章编号:1000—3754(2005)05-0044-02 高含水后期周期注水应用的一个实例 刘云彬,李永伏 (1.西南石油学院研究生院,四川成都610500;2.大庆油田有限责任公司第一采油厂,黑龙江大庆163311) 摘要:针对大庆油田河流一三角洲沉积体系的多油层,非均质注水开采的高含水后期所暴露出部分区 块和个别井区的产液量高,含水高,动用状况不均衡,常规注水难以再扩大波及体积等问题,应用数 值模拟研究了具体开发区块周期注水的合理时机和周期.通过现场试验,达到了控制产量递减速度, 含水上升速度,套管损坏速度,提高注入水利用率的目的.为非均质多油层油田注水开发后期扩大波 及体积提供了实践依据. 关键词:周期注水;波及体积;数值模拟;开发效果 中图分类号:TE341文献标识码:B 大庆油田萨中开发区南一区丙块高台子油层于 1988年投入开发,投产初期采用反九点法250mX 250m面积井网开采,1998年9月进行了注采系统调 整,在原反九点法面积井网基础上隔排转注边井,形 成了不规则的五点法面积井网.截至到2000年l2月 底,共有油水井460口,其中注水井178口,采油井 282口,注采井数比1:1.58.已累积采油1503.68 X10t,采出地质储量的32.57%.累积注水 5735.27X10m,累积注采比1.09,油田综合含水 87.7%,地层压力11.13MPa,总压差一0.49MPa. 1注采系统调整后存在的问题 南一区丙块高台子油层,1998年注采系统调整 后,1999年受到调整效果,1999年自然递减率为 一 0.03%不递减,2000年自然递减率加大到 11.76%,原因是注采系统调整后地层压力恢复较快, 部分井区出现了地层压力高,综合含水高,沉没度 高.区块平面矛盾突出,套管损坏井数急剧增加.为 了做好套管保护工作¨,治理高压区,控制产量递 减速度,进行了周期性注水试验. 2选择周期注水区域的条件 (1)地层压力相对较高,停注后使地层压力下 降,但地层压力应保持在饱和压力以上. (2)油层措施改造程度高,综合含水高,在常 规注水条件下挖潜难度大. (3)沉没度较高,流动压力较高,停注后油井 沉没度下降,但仍能保持一定的供液能力. 根据以上条件周期注水试验区选在高I,高层 系,高148至158排之间,面积2.188km,油水井 共35口,其中注水井l3口,采油井22口,截至 2001年3月已累积注水404.03X10m,累积采油 77.75X10t,累积产水163.77X10m,累积注采比 1.52,目前区域内平均沉没度421.94ITI,地层压力 l3.7MPa,高出高I,高层系2.74MPa,平均单 井日注水量92ITI,平均单井日产油6t,日产水46 ITI,综合含水89.1%,高出全区2.5个百分点. 3方案的优选,注水周期的确定 3.1方案的优选 通过分析,并结合高台子油层开发特点,拟定方 案并进行优选,采取先后逐步停注53号井排和57号 井排内部注水井,为减小试验区内外压差保护套管, 对边部注水井只停掉日注水量的2/3,间注间采排正 常注水,即异步周期注水.停注53号井排后,日停 掉注水量435ITI,区内日注水量870ITI,注采比保 持在0.62.停掉57号井排后,停掉注水量355ITI, 区内日注水量950ITI,注采比保持在0.76. 其特点是:水驱方向容易在短时间内改变,注入 水波及到死油区内的剩余油,使剩余油带逐渐变小, 储量动用程度提高,停注井排与间注间采排注水井, 产生交替驱油效果,减小平面矛盾,综合含水下降, 原油产量稳定,地层压力不会下降太快,有利于保护 套管.不需要测试投入,简单易行. 收稿日期:2005-08—17 作者简介:刘云彬(1964一),男,山东昌邑人,高级工程师.从事油田开发管理工作. 2005年1O月刘云彬等:高含水后期周期注水应用的一个实例45 3.2注水周期的确定 一 是参照萨中中区高台子油层2000年1_2月注 水井因钻井降压关井后的产量,含水以及沉没度变化 规律确定.1—2月份注水井关井后,4,5月份综合 含水下降幅度较大,3月份沉没度明显下降,因此确 定停注半个周期为2个月. 二是数值模拟结果表明,半个注水周期为2个月 效果最佳,含水上升速度最低(图1),产油量下降 幅度最小(图2). 时间/(年.月) 图1不同注水周期含水变化曲线 时间/(年.月) 图2不同注水周期日产油变化曲线 4实施周期注水的效果 4.1周期注水基本实现了”三个控制” 2001年6月20日在做好试验前期资料录取工作 之后,正式实施周期注水,方案实施后跟踪分析受效 采