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提高油田采收率的实践与认识

发布日期:2020-03-17  浏览次数:131
 摘要:油田经过长时间的开发,形成了固定的注采模式和对应关系,最终含水上升,产油量下降。由于油层的非均质性和多层开采,导致油层动用不均,降低了油田的采收率。通过实施调整注采井网、强化注水、封卡等措施,充分挖掘老油田的潜力,达到最终提高采收率的目的。

  关键词:地层压力:注采井网;提高采收率:断层遮挡;地层能量

  滨南油田历经四十多年的开发,主力区块、优质储量已得到充分动用,多数主力油藏已进入高含水、高采出程度、高剩余采油速度和高开发成本的四高阶段。如何实现老区稳产?滨南油田从保持合理地层压力入手,通过实施井网完善、调整注采对应关系、强化注水等一系列工作,有效提高了油田采收率,实现了连续稳产16年的佳绩。

  1 所属油田概况

  滨南油田属于多油层复杂断块中、低渗透油藏,分为滨一区、滨二区、滨三区,所管单元油层埋藏深,低产、低效,低渗单元居多。从上到下发现沙二段、沙三段、沙四段三套含油层系,共探明含油面积66.27km2,石油地质储量8157.4×104t,注水储量7181.6万吨,可采储量2010.8×104t,标定采收率24.65%。目前累计产油1562.1499万t,地质储量采出程度19.15%,地质储量采油速度0.40%。该油田投入开发以来,经历水力泵、电泵、抽油机等多种方式的强度开采,地下油水关系复杂,非均质严重,平面层间矛盾突出。

  2 提高采收率的开发思路

  以“产量硬稳定、管理上水平”为目标,立足老区,进行井网完善,调整注采对应关系,夯实老油田的稳产基础,减缓递减,确保提高老油田的采收率。主要以砂体治理和平面挖潜为重点,实施“增”、“提”、“补”措施,即增加注水井点和有效注水量,提高注采对应率和开井数、补孔小砂体挖潜等,提高储量动用程度。

  3 提高采收率的做法和效果

  1 井网完善是前提

  针对油水井井况明显变差,导致注采井网不完善,地层能量下降严重,部分油井因能量不足停产,油田开发形势变差的现状,自2006年以来,我们从长远利益出发,通过精细油藏描述,进行剩余油饱和度测井等措施,加强了对地质构造和剩余油分布的再认识,分别对滨35-64块、杨集沙三和毕家沙三等多个单元的24口油井实施了转注完善注采井网,初期日增注1060m3/d,累计增注23.0723m3,对应油井76口,见效油井35口,初增油44.6t/d,累计增油34963t/d。油井的多项受效率增加了12.4%,使个别油井死灰复燃。如滨35—64块的油井滨35—13井,因高含水产能低停井多年,该井的对应水井滨35-9井与其单项对应,通过转注油井滨35—41井,使该井成为双向受效油井,对该井下螺杆泵提液扶停后,由于水驱方向的改变,扶停后日油4.0t/d,含水91%,到目前已经累计生产原油1654吨见到较好的增油效果。单18块主力水井S18—7井因套破多处错断,导致报废停注,于是2007年9月油井转注S18—X10井替代,S18-X10井转注后,日增水量53m3/d,累积注水1.7190万m3,对应油井S13、S18-X8两口井注水见效明显,日增油量6.8t/d,累计增油895t。

  2 强化注水是关键

  制约滨南低渗透油田开发的主要问题是欠注井、欠注层多。欠注的主要原因是回注污水,造成地层堵塞。我们深入研究注水水质和堵塞机理,以滨649块为先导,进行酸前储层评估、敏感性评价、水井伤害机理研究、酸化工艺模拟试验及酸化工艺参数优选、酸液体系及添加剂的优选等5项技术系列室内试验的基础上,有针对性的实施水井深部酸化、压裂、冲击波解堵、增压注水等多种措施达到攻欠增注的目的。我们根据注水的实际情况,对水井实施攻欠增注19口,日增注水758m3/d,累计增注81703m3,对应42口油井均有受效显示,日增油26.8t/d,动态注采对应率提高0.2%。如滨二区的滨644块,该块平均孔隙度为17.8%,渗透率仅8.77×10-3um2,碳酸盐含量为16.4%,通过深入研究注水水质和堵塞机理,对该块的3口水井实施了酸化解堵措施,注水井的油压下降至12MPa,注水量由40m3/d上升至120m3/d,对应油井8口,有6口井见到了效果,井组日液由40.3t上升至86.6t,日油由24.6t上升至52.5t,动液面由1038m回升至858m,稳产基础得到了有效的夯实。

  3.3 注采调配是根本

  随着注采井网的日益完善,注采开发的三大矛盾进一步凸显,为了控制水淹程度,实现控水稳油,我们在及时掌握油水井生产动态的同时,对水井及时进行测调,改变小层的吸水状况,通过下智能水嘴严格调配小层的注水,使水井根据动态需要注水,达到了控水稳油的目的。共对27口水井30个层进行了上调注水量,注水量由781m3/d上调到1241m3/d,对16口水井18个层进行了下调注水量,注水量由534m3/d下调到329m3/d,对应油井79口,受效28口,日增油33.2t/d,累计增油3934t。如滨三区单16块的S16-10井组,该井对应油井4口,因封隔器失效导致对应油井S16-23井含水上升,控制注水后又严重影响了对应油井S16-19的生产,使其供液下降,地层供液不足,平面矛盾突出,为了充分发挥每口井的潜力,提高每口井的有效利用率,对水井S16-10井实施换封调配, 5个月后,对应油井明显受效,井组日油由0.7t/d上升到4.3t/d,日增油3.6t,累增油770t,地层能量稳中有升,有5个小层开始动用,取的了较好的调配效果。

  4 增加产量是目的

  通过精细微构造和沉积微相的研究,发现在断层的遮挡处以及注入水的非主流线上,有剩余油潜力,在转注完善的基础上,对其适时扶停提液,达到增加产量的目的。如杨集沙三井区位于滨三区中北部,为一构造岩性油藏,该井区沙三下四砂组,属高孔高渗储层。油藏为常压常温系统,天然能量不足,注水开发易水淹,依靠天然能最开发的油井却又供液不足。井区11口油井因高含水、供液不足而停产的有7口,仅有的2口水井均动态停注,属典型的只采不注单元。通过对滨三区的杨集沙三井区滨3—6—9、滨3—7—11进行剩余油饱和度测井,综合评价结果表明:该块平均剩余油饱和度达41.5%。沙三下43平均剩余油饱和度40.3%。地质储量占总储量的68.8%,采出程度低,仅为11.3%,剩余油富集区仍是主力层沙三下的43,单井控制剩余可采储量高达4.4×104t/we11,平面、层间上仍然具有一定的调整完善潜力。在此测井解释结果的基础上,结合井区沙三下43砂体展布情况,对该单元扶停产井5口,日增油33.5t/d,转注完善3口井,日增水量135m2/d,下大泵提液4口,日增油14.5t/d,恢复油井控制储量50万t,增加储量23万吨,区块恢复年产油能力1.5万吨,采油速度提高0.6%,自然递减明显减缓,大大改善了该井区的开发效果。

  4 结论和认识

  虽然部分油田经过长时间的开发,但通过加强对地质构造和剩余油分布规律的认识,强化管理,实行分层注水和单层开采等有效措施,增加水驱储量的动用,仍然能够提高采收率。

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