油田开发过程中压力系统调整的做法及效果分析.doc

1、油田开发过程中压力系统调整的做法及效果分析摘要:油田开发实践证明:油水井套管损坏与系统压力不平衡有着密切的关系,当区块间或区块内部压力不均衡时,极易造成套管损坏。所以说调整区域间压力的平衡是目前油田开发过程中的首要任务,也是保证油田开发效果的必要途径之一。 主题词:压力系统;调整;效果 随着油田开发时间的延长,开发过程中的各种矛盾日益突出,其中压力系统不均衡已受到普遍关注,合理有效的压力结构调整不但会控制套损的发生,而且会协调注采关系改善油田开发效果。在油田开采过程中,有目的地调整注采关系,以压力结构为调整核心,以控泄为调整手段,通过完善平面注采系统可以从根本上解决这个矛盾。 1、压力系统不均

2、衡给油田开发带来的不良影响 1.1 压力系统不均衡是导致套损的直接因素 油水井套损严重影响着油田开发效果,从历年套损井损坏部位来看,主要集中在标准层部位和油层部位。标准层套损的主要原因是区域间压力分布不均衡,压力大幅度突升突降引起成片套损,这种情况易出现在钻井区块和注采系统调整区块。油层部位套损的原因有以下几点:(1)油层砂体发育的差异或射孔对应率低导致注采关系不对应形成异常高压层(2)注水压力过高、注水强度过大会使局部区域内形成高压区(3)低效井长期不检泵造成蹩压使地层压力得不到释放从而引发油层部位套损。 无论是标准层套损还是油层部位套损,诱因都离不开“压力”,油田开发过程中压力的均衡与否是

3、导致套损的直接因素,也是动态分析中调整注采结构的主要依据之一。 2、压力系统不均衡的原因 2.1 由于断层遮挡造成局部压力不均衡 开发区块中由于断层的存在,使得油层在平面上受到严重切割,注水压力传导受阻形成蹩压, 2003-2004 年间我矿出现 46 口套损井中有 19 口位于断层边部,说明断层是形成局部区域高压的一个主要因素,也是引发套损的原因之一。我们应该对靠近断层的注水井适当减水,尤其是周围采油井均为高沉没度井,应及时放大生产压差以防蹩压。 2.2 砂体发育差异造成压力不均衡 西过及南西过区块萨 I、萨 II 组上部油层发育状况较差,以三角洲外前缘不稳定席状砂为主,砂岩主体部分呈破席状

4、、网格状、小片状或条带状分布,其间由表外储层和泥岩相间分布,砂体连续性差。此外层间分布的薄层砂占 31.2%-75.1%、表外占 28.2%-69.3%、尖灭点占 15.6%-56.6%。可见油层的非均质性不只存在于不同开发区块之间,同一区块各油层组间、同一小层内由于平面上尖灭区、窄小河道、砂体边部会也同样存在着差异性,导致油层横向连通性差造成油层压力传导困难。 2.3 注采完善结构不同所造成的压力不均衡 由于注水井套损、吸水状况差、扩边井发育差等矛盾造成注采结构不完善,导致区块内部存在压力差异。 2.4 注水井层间吸水差异导致压力失衡 由于各沉积单元砂体物性及发育的不同,导致层间吸水状况存在

5、较大差异从而引起压力不均衡。不同油层组间小层动用程度不同,不同厚度砂体小层动用状况不同。 2.5 层系间压力差异大导致层间压力不均衡 萨中开发区目前有水聚两种驱油方式,多套井网并存:基础井网、一次调整井网、二次加密井网、高台子井网。聚驱地层压力偏高,在原始地层压力附近,而水驱总压差则一直保持在-1.5Mpa 左右,地层压力明显低于葡 I 组油层;高台子地层压力则在 10.60MPa 附近, 可见同一区域内由于开采方式和开发层系的不同,地层压力相差很大,最高达到 3.21MPa,各套井网之间互相关联,互相影响,开采层位相互交叉,则会导致油层压力差异较大从而形成压力不均衡。 3、压力结构调整方案及

6、实施效果 在认识了套损与区域地层压力有关的基础上,我们把压力结构调整工作重点放在合理控制钻降和寻找异常高压井层、完善注采关系上。经过精心分析,初步制定了调整原则及方案: 一是钻井降压及恢复过程中,采取滚动式钻井及钻后分步恢复注水原则; 二是注采系统综合调整,控制注水井的注水压力低于上覆岩压;断层附近高压井点周围注水井下调配注,高沉没度采油井提液放产;对有注无采、注多采少形成的高压层进行补孔并控制注水;提高低压区水井配注方案并对无法上调的采油井下调参数; 三是套损注水井大修或侧斜恢复注水; 四是对长期泵况异常井进行检泵。 具体实施效果: 3.1 西过和南西过实施注采系统调整 西区过渡带和南一区西

7、部过渡带由于地层条件差和套损井影响,存在注采系统不完善、异常高压井数多等矛盾。2003 年我矿对两过地区实施注采系统调整工作: 一是注水井补钻 3 口,油井转注 6 口,统计周围未措施采油井 19 口,流压上升了 0.08 MPa。 二是通过注水井治理完善注采关系以恢复地层压力,注水井套损修复7 口、侧斜 1 口,日恢复注水 462m3,统计周围 5 口定点测压井,地层压力上升 0.16 MPa。 三是注水井改造使注入状况得到改善,压裂 2 口、酸化 8 口,日实注上升 132m3,统计周围连通未措施采油井 38 口,流压上升 0.02 MPa。 四是通过采油井综合挖潜达到增油降水平衡压力系统

8、目的,补孔 4 口、压裂 11 口、补孔压裂 1 口。其中的三口异常高压井平均地层压力由11.28 MPa 下降到 10.09 MPa。通过对两过的综合调整使水驱动用状况得到了改善,地层压力恢复较合理。 3.2 在钻降控制及恢复过程中实施降压、保压、控压相结合,优化钻降及恢复注水方案工作。 2007 年我矿在新井产能建设过程中采取滚动式钻井方式,尽量减少水井重复钻关,合理控制钻降时间和距离,避免地层压力变化幅度过大。全区 42 口钻降井,仅有 5 口重复钻关,注水井开井后分阶段恢复注水,地层压力缓慢回升,对保护套管预防套损起到积极作用。 3.3 对长期不检泵的低增油井进行检泵恢复生产,降低液面

9、使局部区域内高压得到有效释放。 2003 年 10 月到 2004 年 3 月对南西过积压的 16 口低增油井进行检泵,检泵后日恢复液量 109t,日恢复产油 34t,综合含水下降 2.38%,沉没度下降432m,流压下降 1.07MPa,检泵后地层压力得到合理释放,对缓解压力失衡起到了积极作用。 3.4 对高压井区沉没度高的采油井通过上调参、换大泵、压裂、补孔等措施进行泄压,同时对“三高”井周围的注水井进行下调方案,达到注采平衡。 2003-2007 年共换大泵 92 口,压裂 22 口,补孔 5 口,其中有 14 口是针对异常高压井,14 口井措施后日增液 112t,日增油 46,含水下降

10、 0.67 个百分点,平均沉没度下降 167m,流压降低 0.18MPa,地层压力下降 0.38MPa。对注水井测调 4 口井,日配注下调 75m3。 3.5 对异常低压井区加强或恢复注水,提高地层压力。 2003 年我矿注水井大修及侧斜开井 4 口,更新 8 口,采油井转注 6 口,增注 40 口;2004 年大修侧斜 8 口,增注 22 口。其中有 9 口井是针对区域内异常低压所上措施,统计周围连通 34 口未措施采油井,日增液 46t,日增油 9t,沉没度上升 86m,地层压力恢复 0.26MPa。 3.6 套损率逐年递减,套损井数得到控制。 通过近几年的综合治理及压力系统的合理调整,我矿套损井数明显减少,套损率逐年降低,由高峰期的年套损 82 口井下降到 2004 年的 18 口井,套损率由 8.79%下降到 1.34%,下降了 7.45 个百分点,平均年递减率 1.06%。 4、几点认识 1、开发过程中压力系统的合理调整,对保护油层套管极为有利,套损井可得到有效控制。 2、压力系统的调整是关系到油田开发效果好坏的重要因素。 3、地层压力的高低与地质构造、油层发育、注采关系、开发方式等因素都有直接关系,根据区块间、井组间等不同特点采取相应的方法来调整压力系统是均衡压力系统的基本策略。 4、对异常高压井层的治理能有效缩小层间压力差异。