油田開發(fā)過程中壓力系統(tǒng)調整的做法及效果分析

1、油田開發(fā)過程中壓力系統(tǒng)調整的做法及效果分析油田開發(fā)過程中壓力系統(tǒng)調整的做法及效果分析摘要: 油田開發(fā)實踐證明:油水井套管損壞與系統(tǒng)壓力不平衡有著密切的關系,當區(qū)塊間或區(qū)塊內部壓力不均衡時,極易造成套管損壞。所以說調整區(qū)域間壓力的平衡是目前油田開發(fā)過程中的首要任務,也是保證油田開發(fā)效果的必要途徑之一。 主題詞:壓力系統(tǒng);調整;效果 隨著油田開發(fā)時間的延長,開發(fā)過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注,合理有效的壓力結構調整不但會控制套損的發(fā)生,而且會協(xié)調注采關系改善油田開發(fā)效果。在油田開采過程中,有目的地調整注采關系,以壓力結構為調整核心,以控泄為調整手段,通過完善平面注采系統(tǒng)

2、可以從根本上解決這個矛盾。 1、壓力系統(tǒng)不均衡給油田開發(fā)帶來的不良影響 1.1 壓力系統(tǒng)不均衡是導致套損的直接因素 油水井套損嚴重影響著油田開發(fā)效果,從歷年套損井損壞部位來看,主要集中在標準層部位和油層部位。標準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)調整區(qū)塊。油層部位套損的原因有以下幾點: (1)油層砂體發(fā)育的差異或射孔對應率低導致注采關系不對應形成異常高壓層 (2)注水壓力過高、注水強度過大會使局部區(qū)域內形成高壓區(qū) (3)低效井長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。 無論是標準層套損還是油層部位套損,誘

3、因都離不開“壓力”,油田開發(fā)過程中壓力的均衡與否是導致套損的直接因素,也是動態(tài)分析中調整注采結構的主要依據(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 開發(fā)區(qū)塊中由于斷層的存在,使得油層在平面上受到嚴重切割,注水壓力傳導受阻形成蹩壓, 201x-201x年間我礦出現(xiàn)46口套損井中有19口位于斷層邊部,說明斷層是形成局部區(qū)域高壓的一個主要因素,也是引發(fā)套損的原因之一。我們應該對靠近斷層的注水井適當減水,尤其是周圍采油井均為高沉沒度井,應及時放大生產(chǎn)壓差以防蹩壓。 2.2 砂體發(fā)育差異造成壓力不均衡 西過及南西過區(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%、尖滅點占1 5.6%-5 6.6%?？梢娪蛯拥姆蔷|性不只存在于不同開發(fā)區(qū)塊之間,同一區(qū)塊各油層組間、同一小層內由于平面上尖滅區(qū)、窄小河道、砂體邊部會也同樣存在著差異性,導致油層橫向連通性差造成油層壓力傳導困難。 2.3 注采完善結構不同所造成的壓力不均衡 由于注水井套損、吸水狀況差、擴邊井發(fā)育差等矛盾造成注采結構不完善,導致區(qū)塊內部存在壓力差異。 2.4 注水井層間吸水差異導致壓力失衡 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用程度不同,不同厚度砂體小層動用狀況不同。 2.5 層系間壓力差異大導致層間壓力不均衡 薩中開發(fā)區(qū)目前有水聚兩種驅油方式,多套井網(wǎng)并存:基礎井網(wǎng)、一次調整井網(wǎng)、二次加密井網(wǎng)、高臺子井網(wǎng)。聚驅地層壓力偏高,在原始地層壓力附近,而水驅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;高臺子地層壓力則在10.60mpa附近, 可見同一區(qū)域內由于開采方式和開發(fā)層系的不同,地層壓力相差很大,最高達到 3.21mpa,各套井網(wǎng)之間互相關聯(lián),互相影響,開采層位相互交叉,則會導致油層壓力差異較大從而形成壓力不

6、均衡。 3、壓力結構調整方案及實施效果 在認識了套損與區(qū)域地層壓力有關的基礎上,我們把壓力結構調整工作重點放在合理控制鉆降和尋找異常高壓井層、完善注采關系上。經(jīng)過精心分析,初步制定了調整原則及方案: 一是鉆井降壓及恢復過程中,采取滾動式鉆井及鉆后分步恢復注水原則; 二是注采系統(tǒng)綜合調整,控制注水井的注水壓力低于上覆巖壓;斷層附近高壓井點周圍注水井下調配注,高沉沒度采油井提液放產(chǎn);對有注無采、注多采少形成的高壓層進行補孔并控制注水;提高低壓區(qū)水井配注方案并對無法上調的采油井下調參數(shù); 三是套損注水井大修或側斜恢復注水; 四是對長期泵況異常井進行檢泵。 具體實施效果: 3.1 西過和南西過實施注采

7、系統(tǒng)調整 西區(qū)過渡帶和南一區(qū)西部過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、異常高壓井數(shù)多等矛盾。201x年我礦對兩過地區(qū)實施注采系統(tǒng)調整工作: 一是注水井補鉆3口,油井轉注6口,統(tǒng)計周圍未措施采油井19口,流壓上升了0.08 mpa。 二是通過注水井治理完善注采關系以恢復地層壓力,注水井套損修復7口、側斜1口,日恢復注水462m3,統(tǒng)計周圍5口定點測壓井,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,日實注上升132m3,統(tǒng)計周圍連通未措施采油井38口,流壓上升0.02 mpa。 四是通過采油井綜合挖潛達到增油降水平衡壓力系統(tǒng)目的,補孔4口、

8、壓裂11口、補孔壓裂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。通過對兩過的綜合調整使水驅動用狀況得到了改善,地層壓力恢復較合理。 3.2 在鉆降控制及恢復過程中實施降壓、保壓、控壓相結合,優(yōu)化鉆降及恢復注水方案工作。 201x年我礦在新井產(chǎn)能建設過程中采取滾動式鉆井方式,盡量減少水井重復鉆關,合理控制鉆降時間和距離,避免地層壓力變化幅度過大。全區(qū)42口鉆降井,僅有5口重復鉆關,注水井開井后分階段恢復注水,地層壓力緩慢回升,對保護套管預防套損起到積極作用。 3.3 對長期不檢泵的低增油井進行檢泵恢復生產(chǎn),降低液面使局部區(qū)域內高壓得到有效釋放。 201x

9、年10月到201x年3月對南西過積壓的16口低增油井進行檢泵,檢泵后日恢復液量109t,日恢復產(chǎn)油34t,綜合含水下降 2.38%,沉沒度下降432m,流壓下降 1.07mpa,檢泵后地層壓力得到合理釋放,對緩解壓力失衡起到了積極作用。 3.4 對高壓井區(qū)沉沒度高的采油井通過上調參、換大泵、壓裂、補孔等措施進行泄壓,同時對“三高”井周圍的注水井進行下調方案,達到注采平衡。 201x-201x年共換大泵92口,壓裂22口,補孔5口,其中有14口是針對異常高壓井,14口井措施后日增液112t,日增油46,含水下降0.67個百分點,平均沉沒度下降167m,流壓降低0.18mpa,地層壓力下降0.38

10、mpa。對注水井測調4口井,日配注下調75m3。 3.5 對異常低壓井區(qū)加強或恢復注水,提高地層壓力。 201x年我礦注水井大修及側斜開井4口,更新8口,采油井轉注6口,增注40口;201x年大修側斜8口,增注22口。其中有9口井是針對區(qū)域內異常低壓所上措施,統(tǒng)計周圍連通34口未措施采油井,日增液46t,日增油9t,沉沒度上升86m,地層壓力恢復0.26mpa。 3.6 套損率逐年遞減,套損井數(shù)得到控制。 通過近幾年的綜合治理及壓力系統(tǒng)的合理調整,我礦套損井數(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個百分點,平均年遞減率 1.06%。 4、幾點認識 1、開發(fā)過程中壓力系統(tǒng)的合理調