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        胡尖山油田安237區(qū)延9油藏合理技術開發(fā)政策研究

        2017-01-04 08:30:40胡曉雪韓博密
        石油化工應用 2016年12期
        關鍵詞:流壓單井含水

        胡曉雪,韓博密

        (中國石油長慶油田分公司第六采油廠,陜西西安710200)

        胡尖山油田安237區(qū)延9油藏合理技術開發(fā)政策研究

        胡曉雪,韓博密

        (中國石油長慶油田分公司第六采油廠,陜西西安710200)

        胡尖山油田安237區(qū)塊2015年規(guī)模建產(chǎn),對比胡尖山同類延9油藏,安237區(qū)顯示油層物性一般,通過對安237區(qū)塊延9構造相似,開發(fā)政策不同油井對比發(fā)現(xiàn),注水有利于安237區(qū)塊整體開發(fā),本文通過分析合理技術開發(fā)政策,詳細分析了注水強度、采液強度、合理流壓等,并探究下步穩(wěn)產(chǎn)方向,為提高該井單井產(chǎn)能,改善區(qū)塊整體開發(fā)效果提供技術支持。

        合理開發(fā)政策;注水強度;采液強度;合理流壓

        安237區(qū)位于陜西省定邊縣安邊鎮(zhèn)石洞溝鄉(xiāng),位于胡尖山油田東部,緊鄰新22區(qū)長9油藏,構造平緩,砂體穩(wěn)定。安237區(qū)侏羅系油藏2015年投入開發(fā),延9油藏已動用面積3.0 km2,地質儲量180×104t。

        安237區(qū)延9油藏平均砂層7.8 m,油層7.8 m,平均孔隙度18.62%,滲透率27.78 mD,含油飽和度43.29%,電阻率25.26 Ω·m,聲波時差260.86 μs/m,平均鉆遇油層4.2 m,油水層4.7 m。

        對比胡尖山同類延9油藏,安237區(qū)顯示滲透率較高,孔隙度、含油飽和度相差較均衡,砂層較薄,含油性一般(見表1)。

        安237區(qū)塊2015年規(guī)模建產(chǎn)。總井數(shù)27口,開井27口,日產(chǎn)油65.6 t,平均單產(chǎn)能2.45 t,含水52.9%;注水井總數(shù)5口,開井5口,日注水平101 m3,單井日注20 m3,月注采比0.61(見表2)。

        通過不同構造位置物性及生產(chǎn)情況對比發(fā)現(xiàn),構造高點油層物性好,油井含水低。

        1 合理開發(fā)技術政策分析

        1.1 注水政策分析

        由于安237區(qū)塊延9構造差異明顯,構造位置高于75 m,目前油井含水低,油井單井產(chǎn)能高,構造位置低于75 m,目前油井含水高,單井產(chǎn)能低。故選取構造位置相似(大于75 m)油井進行分析。

        通過對安237區(qū)塊延9構造相似,開發(fā)政策不同油井對比發(fā)現(xiàn),自然能量開發(fā)區(qū)油井遞減較大,含水平穩(wěn),注水區(qū)單井產(chǎn)能保持平穩(wěn)。

        表1 胡尖山油田延9油藏物性對比表

        表2 安237區(qū)延9油層不同構造位置物性對比表

        通過標定遞減對比分析,安237區(qū)塊延9油藏注水區(qū)開發(fā)效果較自然能量開發(fā)效果好,注水見效后(第3個月開始注水),注水區(qū)遞減明顯小于自然開發(fā)區(qū)(見圖1)。

        圖1 安237區(qū)塊延9油藏不同開發(fā)政策拉齊月度標定遞減對比圖

        1.2 注水強度分析

        胡307區(qū)塊初期平均日注水量27 m3,注水強度3.7 m3/m·d,區(qū)塊綜合含水由31.2%下降到30.3%,安237區(qū)延9層初期平均日注水量27 m3,注水強度3.4 m3/m·d,綜合含水由55.7%上升到56.1%,2016年2月控制注水強度,綜合含水由56.1%下降到52.9%;分析認為,安237區(qū)塊延9層較胡307區(qū)塊滲透率高,含油性低,不宜高強度注水。

        根據(jù)不同注采強度、采液強度、含水將油井分區(qū)分析(見表3)。

        表3 安237區(qū)延9油藏高含水區(qū)與低含水區(qū)油層物性對比表

        高含水區(qū)油層物性差,注水強度高,油井見效差-局部加強注水,物性差區(qū)域高含水油井維持現(xiàn)狀;低含水區(qū)油層物性好,注水強度低,油井見效-溫和注水。

        選取構造位置相似(大于75 m)油井進行分析:通過井組生產(chǎn)情況對比,注水強度在1.5 m3/m·d時開發(fā)效果較好,對應油井見效,遞減降低,含水下降明顯。

        中部低含水區(qū),油層物性好,建議注水強度控制在1.5 m3/m·d,邊部高含水區(qū)油層物性差,注水強度控制在3.0 m3/m·d。

        1.3 采液強度分析

        安237區(qū)塊延9油藏含水上升,產(chǎn)量遞減大的另一個重要原因就是局部采液強度過大,投產(chǎn)初期平均采液強度1.5 m3/m·d,最大采液強度達4.8 m3/m·d。采液強度過大,導致近井地帶地層壓力釋放快,造成油井在很短的時間內(nèi)大幅遞減。由于近井地帶地層壓力釋放快及高強度的注水,破壞了地層原有滲流體系,導致油井含水上升。

        根據(jù)安237侏羅系油藏含水上升速度與采液強度的散點圖表明,當油藏采液強度大于2.0 m3/m·d時,含水上升速度>10%井較多,因此結合安237區(qū)實際生產(chǎn)情況,合理單井采液強度為1.0 m3/m·d~2.0 m3/m·d。結合油藏平面生產(chǎn)動態(tài),2016年1月對5口井實施控采,目前控采油井動態(tài)平穩(wěn),整體含水呈下降趨勢。

        典型井安36-102:油層物性差,對應水井注水強度2.63 m3/m·d,井組注采比0.6,初期采液強度3.0 m3/m·d,導致含水由71%上升到100%。

        2016年1月控采,目前采液強度1.4 m3/m·d,含水呈下降趨勢。

        1.4 合理流壓分析

        根據(jù)安237區(qū)塊油井的流壓與單井產(chǎn)能的關系作圖,按理論曲線畫出趨勢線,找出產(chǎn)量最大點,對應流壓即為合理流壓。通過圖版法,從趨勢曲線發(fā)現(xiàn)該區(qū)流壓保持在3.0 MPa左右,開發(fā)效果較好(見圖2)。

        圖2 安237區(qū)油井單井產(chǎn)能與流壓關系圖

        2 結論及認識

        (1)安237區(qū)塊延9油藏注水可以有效減緩油井遞減,但注水強度不宜過大,中部低含水區(qū)注水強度建議控制在1.5 m3/m·d,整體溫和注水,邊部高含水區(qū)注水強度控制在3.0 m3/m·d,局部加強注水。

        (2)安237區(qū)塊延9油藏投產(chǎn)初期局部采液強度偏大導致油井含水上升,合理單井采液強度建議控制在1.3 m3/m·d以下。

        (3)安237區(qū)塊合理流壓控制在3.0 MPa。

        TE357.62

        A

        1673-5285(2016)12-0039-03

        10.3969/j.issn.1673-5285.2016.12.010

        2016-08-15

        2016-10-10

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