高含水后期压裂井层优选方法

高含水后期压裂井层优选方法

何翠兰

(大庆油田有限责任公司第二采油厂地质大队,黑龙江大庆　163414)

摘　要:油田进入高含水开发后期,措施挖潜难度不断加大,选井选层越来越困难,增油效果逐年下降。本文通过对南五区压裂选井选层方法的研究及注水井的压前培养、压后补给,在一定程度上提高了压裂增油效果,同时为其它薄差油层的重复压裂挖潜提供一定的借鉴作用。

关键词:剩余油;单砂体;重复压裂

中图分类号:T E357.1+

3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)11—0152—01 油田开发初期,油井压裂多选择油水井连通好、厚度大的目的层进行压裂,受压裂工艺及隔层条件的限制,压裂层段跨度大,存在一定的潜力油层,是目前压裂挖潜主要目的层。南五区受注采系统调整、加密井网的投产、停注层恢复注水等原因影响,多向水驱控制程度得到提高,液流方向得以改变,以往不具备压裂条件的层段,均可作为再次压裂的层段。

以下以南4-31-650井为例,对压裂选井选层、注水方案压前培养、压后措施补给等方面进行分析。

1　开采简况

南4-31-650井是南五区一口二次加密采油井,该井于1995年4月1日开钻,完钻井深1225.0m,人工井底1216.6m,1995年11月射孔,开采层位萨尔图、葡萄花油层的薄差油层,射开19个小层,,砂岩厚度20.4m,有效厚度5.1m 。

表1

南4-31-650井静态及生产数据表

静态基础数据生产基础数据投产日期1995年12月25日机型CYJ10-3-37HB

开采层位萨、葡差油层

泵径(mm)38射开砂岩厚度(m)20.4冲程(次) 2.5射开有效厚度(m) 5.1冲次(n/mi n)6地层系数(m

2

m)

0.165泵深(m)939.82油层中部深度(m)1094.4初期日产液(t )2原始地层压力(M Pa)11.32初期日产油(t )1饱和压力(MPa)

8.91

初期含水(%)

24.0

该井2007年2-7月杆断关井,7月11日压裂换

泵,泵径由38mm 换为57mm 。措施后日增液43t,日增油7.8t ,综合含水下降6.5个百分点。2　连通水井状况

南4-31-650井周围连通注水井7口,单向砂岩连通厚度比例为%,有效连通厚度比例,两向砂岩连通厚度比例为6%,有效厚度比例为

4.44%,三向及以上砂岩连通厚度比例为84.46%,有效厚度比例为9

5.56%。2.1　压前培养

截止到2009年3月,该井采液强度0.9t/m.d,比南五区二次加密井网平均水平低2.8t/m.d;累积产油10657t,比同井网平均水平低3342t,综合含水88.6%。比同井网平均含水低2.24%,因此,该井具备压裂挖潜剩余油的有利条件。2009年3月日产液22t,日产油2.5t,含水88.6%,沉没度847.47m 。2.1.1　对具备提水空间的注水井进行方案调整

2008年12月对同井网的南4-31-654井葡Ⅱ

1-葡Ⅱ4层段进行调整,日配注增加15m 3

,日实注

增加7m 3

,对基础井南4-3-47的葡Ⅰ5+61-高Ⅰ

1-2实施调整,日配注增加20m 3,日实注增加15m 3

。2.1.2　增加新的来水方向

对同井网的油井南4-30-650井实施补孔转注。转注后南4-31-650井三向及以上水驱控制程度占全井射开有效比例提高了59.48%。

通过注水井方案调整,井区采油井转注,保证井区供液能力,为该井的实施措施挖潜做好准备。2.2　连通水井注水情况

2009年4月井区配注达到800m 3

,日注水量707m 3。南4-31-650井沉没度上升到157.2m ,供液能力得到了加强,为该井的第二次压裂做了充分准备。

3　压裂层位选择

由于进入高含水期,在对地质条件、以往压裂情况、油水井连通状况、日常生产数据等细致分析后,在确保来水方向充足的前提下,避开主产层、高含水层、已压裂过的层段,对南4-31-650井进行二次压裂。

3.1　压裂方案编制

该井在萨Ⅲ单元位于主体席状砂中,在该井点钻遇砂岩厚度,有效厚度5。南3152

内蒙古石油化工 2012年第11期　

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10.9204.211.0m 0.m 4-0-

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欢西油田下台阶高饱和油藏开发方式探索

周培杰

(中油辽河油田公司锦州采油厂,辽宁盘锦　124010)

摘　要:针对欢西油田下台阶高饱和油藏注水开发效果差的特点,以锦2-6-9块大凌河油层为研究对象,根据油藏条件和驱替类型,分析其适应性条件,以物模、数模为手段,探讨其转天然气驱的可行性,最终实验结果表明,该类油藏如果转换开发方式,实施天然气驱,可有效提高油藏的采收率。

关键词:气驱;混相驱;驱油效率

中图分类号:T E32+

3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)11—0153—02欢西油田下台阶油藏大部分具有深层低渗、原油粘度小、油气比高的特点,为典型的高饱和油气藏,由于该类油藏脱气严重,地层压力大幅下降,水驱效果不理想,断块总体采出程度低。为改善开发效果,提高采出程度,需要一种新的开发方式提高油藏的采收率。本次以锦2-6-9块大凌河油层为研究对象,探讨其转天然气驱的可行性,分析各种因素对气驱的影响,为油田高饱和油藏开发提供技术储备。1　天然气驱适应性研究

根据国内外成功的天然气驱经验,影响注天然气采收率油藏因素可分为五类:储层渗流物性参数;原始地质储量的品质;储层构造复杂程度;储层非均质程度;储层能量状态(溶解气油比、原油体积系数等)。

1.1　储层物性及原油性质分析

锦2-6-9块大凌河油层,埋深-2200～-2900m,地面脱气原油粘度(50℃)为2.28mPa s,

原始油气比为276m 3

/t,原油体积系数为1.716。油藏

平均孔隙度16.9%,有效渗透率117×10-3

m 2,为低粘度,高气油比,中低渗油藏,符合天然气驱基本条件。

1.2　剩余储量及提高采收率潜力分析

断块1980年实施注水开发,但砂体连续性差,区块内部注水不见效,油层脱气严重,油井产量大幅下滑。因此,靠注水开发提高区块采收率潜力较小,截止到目前为止,区块采出程度仅22.39%,通过调650井的转注,增加了来水方向。同时由于基础井南4-3-47、南4-3-48,三次加密采油井南4-3-751井未射孔,平面连通4口注水井,注水井南4-31-651、南4-40-650井显示吸水,吸水量分别为4m 3和8m 3,吸水比例低,吸水差形成剩余油,根据该沉积单元数值模拟成果解释可得,该单元剩余油饱和度为57.2%,剩余油相对较富集,具备压裂潜力,作为压裂目的层。

以此类推,通过对各沉积单元的分析以及压裂工艺特点,我们决定对萨Ⅲ1、萨Ⅲ9和葡Ⅱ4-葡Ⅱ5,6,7进行压裂,其中萨Ⅲ9层段加大砂量。3.2　措施增油效果及注水井跟踪调整

2009年4月,对南4-30-651进行了压裂,压裂3个层段,压裂砂岩厚度10.0m ,有效厚度1.9m ,压后换70mm 整筒泵,压裂后日产液81t ,日产油16.3t ,综合含水80.0%,沉没度201.7m ,流压3.51MPa ,泵效69.1%。与压前对比日增液57t,日增油13.0t,综合含水下降了6.4个分点,见到了明显的增油效果。

为了保证压裂效果,尽量延长压裂有效期,我们及时对井区连通注水井进行了措施增注及注水方案调整。4　结论

4.1　油田进入高含水开发后期,措施挖潜难度不断加大,剩余油的潜力主要集中在注采不完善的差油层中。只有通过精细地质研究成果、结合动态资料、监测资料、测试资料的综合应用,进行有针对性的措施挖潜。

4.2　做好注水井压前培养和压后措施层段提液工作,减缓压裂井产量递减。提高压裂增油效果,延长压裂增油时间。

[参考文献]

[1]　王鸿勋,等.采油工艺原理[M].北京:石油工

业出版社,1993.

[2]　陈涛平,胡靖邦.石油工程[M].北京:石油工

业出版社,2000:376～407.

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　2012年第11期 内蒙古石油化工

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作者简介周培杰(),男,助理工程师,6年毕业于长江大学资源勘查专业,现从事油藏开发地质动态工作。

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