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文檔簡(jiǎn)介
1、油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中壓力系統(tǒng)調(diào)整的做法及效果分析油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中壓力系統(tǒng)調(diào)整的做法及效果分析摘要: 油田開(kāi)發(fā)實(shí)踐證明:油水井套管損壞與系統(tǒng)壓力不平衡有著密切的關(guān)系,當(dāng)區(qū)塊間或區(qū)塊內(nèi)部壓力不均衡時(shí),極易造成套管損壞。所以說(shuō)調(diào)整區(qū)域間壓力的平衡是目前油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中的首要任務(wù),也是保證油田開(kāi)發(fā)效果的必要途徑之一。 主題詞:壓力系統(tǒng);調(diào)整;效果 隨著油田開(kāi)發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng),開(kāi)發(fā)過(guò)程中的各種矛盾日益突出,其中壓力系統(tǒng)不均衡已受到普遍關(guān)注,合理有效的壓力結(jié)構(gòu)調(diào)整不但會(huì)控制套損的發(fā)生,而且會(huì)協(xié)調(diào)注采關(guān)系改善油田開(kāi)發(fā)效果。在油田開(kāi)采過(guò)程中,有目的地調(diào)整注采關(guān)系,以壓力結(jié)構(gòu)為調(diào)整核心,以控泄為調(diào)整手段,通過(guò)完善平面注采系統(tǒng)
2、可以從根本上解決這個(gè)矛盾。 1、壓力系統(tǒng)不均衡給油田開(kāi)發(fā)帶來(lái)的不良影響 1.1 壓力系統(tǒng)不均衡是導(dǎo)致套損的直接因素 油水井套損嚴(yán)重影響著油田開(kāi)發(fā)效果,從歷年套損井損壞部位來(lái)看,主要集中在標(biāo)準(zhǔn)層部位和油層部位。標(biāo)準(zhǔn)層套損的主要原因是區(qū)域間壓力分布不均衡,壓力大幅度突升突降引起成片套損,這種情況易出現(xiàn)在鉆井區(qū)塊和注采系統(tǒng)調(diào)整區(qū)塊。油層部位套損的原因有以下幾點(diǎn): (1)油層砂體發(fā)育的差異或射孔對(duì)應(yīng)率低導(dǎo)致注采關(guān)系不對(duì)應(yīng)形成異常高壓層 (2)注水壓力過(guò)高、注水強(qiáng)度過(guò)大會(huì)使局部區(qū)域內(nèi)形成高壓區(qū) (3)低效井長(zhǎng)期不檢泵造成蹩壓使地層壓力得不到釋放從而引發(fā)油層部位套損。 無(wú)論是標(biāo)準(zhǔn)層套損還是油層部位套損,誘
3、因都離不開(kāi)“壓力”,油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中壓力的均衡與否是導(dǎo)致套損的直接因素,也是動(dòng)態(tài)分析中調(diào)整注采結(jié)構(gòu)的主要依據(jù)之一。 2、壓力系統(tǒng)不均衡的原因 2.1 由于斷層遮擋造成局部壓力不均衡 開(kāi)發(fā)區(qū)塊中由于斷層的存在,使得油層在平面上受到嚴(yán)重切割,注水壓力傳導(dǎo)受阻形成蹩壓, 201x-201x年間我礦出現(xiàn)46口套損井中有19口位于斷層邊部,說(shuō)明斷層是形成局部區(qū)域高壓的一個(gè)主要因素,也是引發(fā)套損的原因之一。我們應(yīng)該對(duì)靠近斷層的注水井適當(dāng)減水,尤其是周?chē)捎途鶠楦叱翛](méi)度井,應(yīng)及時(shí)放大生產(chǎn)壓差以防蹩壓。 2.2 砂體發(fā)育差異造成壓力不均衡 西過(guò)及南西過(guò)區(qū)塊薩i、薩ii組上部油層發(fā)育狀況較差,以三角洲外前緣不穩(wěn)
4、定席狀砂為主,砂巖主體部分呈破席狀、網(wǎng)格狀、小片狀或條帶狀分布,其間由表外儲(chǔ)層和泥巖相間分布,砂體連續(xù)性差。此外層間分布的薄層砂占3 1.2%-7 5.1%、表外占2 8.2%-69.3%、尖滅點(diǎn)占1 5.6%-5 6.6%??梢?jiàn)油層的非均質(zhì)性不只存在于不同開(kāi)發(fā)區(qū)塊之間,同一區(qū)塊各油層組間、同一小層內(nèi)由于平面上尖滅區(qū)、窄小河道、砂體邊部會(huì)也同樣存在著差異性,導(dǎo)致油層橫向連通性差造成油層壓力傳導(dǎo)困難。 2.3 注采完善結(jié)構(gòu)不同所造成的壓力不均衡 由于注水井套損、吸水狀況差、擴(kuò)邊井發(fā)育差等矛盾造成注采結(jié)構(gòu)不完善,導(dǎo)致區(qū)塊內(nèi)部存在壓力差異。 2.4 注水井層間吸水差異導(dǎo)致壓力失衡 由于各沉積單元砂體
5、物性及發(fā)育的不同,導(dǎo)致層間吸水狀況存在較大差異從而引起壓力不均衡。不同油層組間小層動(dòng)用程度不同,不同厚度砂體小層動(dòng)用狀況不同。 2.5 層系間壓力差異大導(dǎo)致層間壓力不均衡 薩中開(kāi)發(fā)區(qū)目前有水聚兩種驅(qū)油方式,多套井網(wǎng)并存:基礎(chǔ)井網(wǎng)、一次調(diào)整井網(wǎng)、二次加密井網(wǎng)、高臺(tái)子井網(wǎng)。聚驅(qū)地層壓力偏高,在原始地層壓力附近,而水驅(qū)總壓差則一直保持在- 1.5mpa左右,地層壓力明顯低于葡i組油層;高臺(tái)子地層壓力則在10.60mpa附近, 可見(jiàn)同一區(qū)域內(nèi)由于開(kāi)采方式和開(kāi)發(fā)層系的不同,地層壓力相差很大,最高達(dá)到 3.21mpa,各套井網(wǎng)之間互相關(guān)聯(lián),互相影響,開(kāi)采層位相互交叉,則會(huì)導(dǎo)致油層壓力差異較大從而形成壓力不
6、均衡。 3、壓力結(jié)構(gòu)調(diào)整方案及實(shí)施效果 在認(rèn)識(shí)了套損與區(qū)域地層壓力有關(guān)的基礎(chǔ)上,我們把壓力結(jié)構(gòu)調(diào)整工作重點(diǎn)放在合理控制鉆降和尋找異常高壓井層、完善注采關(guān)系上。經(jīng)過(guò)精心分析,初步制定了調(diào)整原則及方案: 一是鉆井降壓及恢復(fù)過(guò)程中,采取滾動(dòng)式鉆井及鉆后分步恢復(fù)注水原則; 二是注采系統(tǒng)綜合調(diào)整,控制注水井的注水壓力低于上覆巖壓;斷層附近高壓井點(diǎn)周?chē)⑺抡{(diào)配注,高沉沒(méi)度采油井提液放產(chǎn);對(duì)有注無(wú)采、注多采少形成的高壓層進(jìn)行補(bǔ)孔并控制注水;提高低壓區(qū)水井配注方案并對(duì)無(wú)法上調(diào)的采油井下調(diào)參數(shù); 三是套損注水井大修或側(cè)斜恢復(fù)注水; 四是對(duì)長(zhǎng)期泵況異常井進(jìn)行檢泵。 具體實(shí)施效果: 3.1 西過(guò)和南西過(guò)實(shí)施注采
7、系統(tǒng)調(diào)整 西區(qū)過(guò)渡帶和南一區(qū)西部過(guò)渡帶由于地層條件差和套損井影響,存在注采系統(tǒng)不完善、異常高壓井?dāng)?shù)多等矛盾。201x年我礦對(duì)兩過(guò)地區(qū)實(shí)施注采系統(tǒng)調(diào)整工作: 一是注水井補(bǔ)鉆3口,油井轉(zhuǎn)注6口,統(tǒng)計(jì)周?chē)创胧┎捎途?9口,流壓上升了0.08 mpa。 二是通過(guò)注水井治理完善注采關(guān)系以恢復(fù)地層壓力,注水井套損修復(fù)7口、側(cè)斜1口,日恢復(fù)注水462m3,統(tǒng)計(jì)周?chē)?口定點(diǎn)測(cè)壓井,地層壓力上升0.16 mpa。 三是注水井改造使注入狀況得到改善,壓裂2口、酸化8口,日實(shí)注上升132m3,統(tǒng)計(jì)周?chē)B通未措施采油井38口,流壓上升0.02 mpa。 四是通過(guò)采油井綜合挖潛達(dá)到增油降水平衡壓力系統(tǒng)目的,補(bǔ)孔4口、
8、壓裂11口、補(bǔ)孔壓裂1口。其中的三口異常高壓井平均地層壓力由1 1.28 mpa下降到10.09 mpa。通過(guò)對(duì)兩過(guò)的綜合調(diào)整使水驅(qū)動(dòng)用狀況得到了改善,地層壓力恢復(fù)較合理。 3.2 在鉆降控制及恢復(fù)過(guò)程中實(shí)施降壓、保壓、控壓相結(jié)合,優(yōu)化鉆降及恢復(fù)注水方案工作。 201x年我礦在新井產(chǎn)能建設(shè)過(guò)程中采取滾動(dòng)式鉆井方式,盡量減少水井重復(fù)鉆關(guān),合理控制鉆降時(shí)間和距離,避免地層壓力變化幅度過(guò)大。全區(qū)42口鉆降井,僅有5口重復(fù)鉆關(guān),注水井開(kāi)井后分階段恢復(fù)注水,地層壓力緩慢回升,對(duì)保護(hù)套管預(yù)防套損起到積極作用。 3.3 對(duì)長(zhǎng)期不檢泵的低增油井進(jìn)行檢泵恢復(fù)生產(chǎn),降低液面使局部區(qū)域內(nèi)高壓得到有效釋放。 201x
9、年10月到201x年3月對(duì)南西過(guò)積壓的16口低增油井進(jìn)行檢泵,檢泵后日恢復(fù)液量109t,日恢復(fù)產(chǎn)油34t,綜合含水下降 2.38%,沉沒(méi)度下降432m,流壓下降 1.07mpa,檢泵后地層壓力得到合理釋放,對(duì)緩解壓力失衡起到了積極作用。 3.4 對(duì)高壓井區(qū)沉沒(méi)度高的采油井通過(guò)上調(diào)參、換大泵、壓裂、補(bǔ)孔等措施進(jìn)行泄壓,同時(shí)對(duì)“三高”井周?chē)淖⑺M(jìn)行下調(diào)方案,達(dá)到注采平衡。 201x-201x年共換大泵92口,壓裂22口,補(bǔ)孔5口,其中有14口是針對(duì)異常高壓井,14口井措施后日增液112t,日增油46,含水下降0.67個(gè)百分點(diǎn),平均沉沒(méi)度下降167m,流壓降低0.18mpa,地層壓力下降0.38
10、mpa。對(duì)注水井測(cè)調(diào)4口井,日配注下調(diào)75m3。 3.5 對(duì)異常低壓井區(qū)加強(qiáng)或恢復(fù)注水,提高地層壓力。 201x年我礦注水井大修及側(cè)斜開(kāi)井4口,更新8口,采油井轉(zhuǎn)注6口,增注40口;201x年大修側(cè)斜8口,增注22口。其中有9口井是針對(duì)區(qū)域內(nèi)異常低壓所上措施,統(tǒng)計(jì)周?chē)B通34口未措施采油井,日增液46t,日增油9t,沉沒(méi)度上升86m,地層壓力恢復(fù)0.26mpa。 3.6 套損率逐年遞減,套損井?dāng)?shù)得到控制。 通過(guò)近幾年的綜合治理及壓力系統(tǒng)的合理調(diào)整,我礦套損井?dāng)?shù)明顯減少,套損率逐年降低,由高峰期的年套損82口井下降到201x年的18口井,套損率由 8.79%下降到 1.34%,下降了 7.45個(gè)百分點(diǎn),平均年遞減率 1.06%。 4、幾點(diǎn)認(rèn)識(shí) 1、開(kāi)發(fā)過(guò)程中壓力系統(tǒng)的合理調(diào)
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