单六西高含水后期开发认识及挖潜方向.doc

单六西高含水后期开发认识及挖潜方向 　　[摘 要]单六西区块随着勘探开发程度的不断提高，受老区井况逐年恶化、水淹加剧，平面、层间矛盾日益突出，油井综合含水持续上升等诸多因素影响，挖潜难度逐年加大。针对以上客观事实，近年来在高含水老区立足治水，挖掘层内、层间及平面潜力。本文主要根据该区块油井历周生产情况及剩余油分布规律，摸排高含水停产井，采取大修、防砂扶停、注氮调剖及转周扶停等措施，实施层内挖潜，挖潜层内剩余油。通过对该区块目前现状的分析和总结，结合近年来的主要工作，对存在的问题进行深度剖析，加深了对该区块的认识，并提出了下步的挖潜方向 [关键词]水淹；高含水；注氮调剖；剩余油；挖潜方向 中图分类号：TE869 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）09-0294-01 1 单六西区块概况及开发现状 单家寺油田地理位置位于山东省东营市利津县西南北宋乡境内，区域构造位置位于东营凹陷与滨县凸起之间的过渡地带。单六西位于单家寺稠油油田西区，东为单56块。主要含油层系馆陶组下部，为受前震旦系变质岩基底控制、由北向南倾没的具有继承性的单斜构造油藏，含油面积3.7km2， 地质储量836.2×104t。油藏埋深1070-1135m，孔隙度34%，渗透率1000-5500x10-3μm2，原油密度0.97-1.04g/cm3，粘度3300-49100mPa.s，属于特稠油 2016年6月，投产油井169口，开井60口，日产液能力2925t/d，日产油水平247t/d，综合含水91.6%，日注汽水平157t，累产油164万吨，累产水1031万吨，累注汽474.5万吨，采出程度19.6%，采油速度1.0%，累计油气比0.35，回采水率217.3% 与去年同期对比：开井数增加3口，日产液增加522吨、日产油增加22.9吨，采油速度降低0.2%，油汽比下降0.115，综合含水上升0.8% 2 存在问题 随着区块开发已经进入后期，层间矛盾逐渐凸现出来，这也给老区块油田的开发带来一定的困难和问题 2.1 油藏水淹严重 单六西馆陶组原始地层压力11.5MPa，天然能量不足，生产过程中压力下降快。随着开发时间的延长，地层水水侵加剧，特别是受沙三段底水的影响，油藏水淹非常严重。单六西综合含水与2010年12月对比，40-60%之间井数上升1口， 60-80%之间井数下降1口，80-90%之间井数下降4口，90-95%之间的井数分别上升6口， 95-100%之间的井数持平，从总体上看，该区块含水呈现上升趋势 通过以上分析和数据对比可以发现，单六西区块水淹程度非常严重，该区块的油井含水也呈现逐渐上升的趋势，并且已经达到高含水后期 2.2 井间汽窜严重 单六西在2015年共发生汽窜46井对，2016年上半年共注汽21井次，其中发生汽窜16井次，比例高达76%。注汽前采取下放光杆停井焖井的有3井对，注汽过程中采取下调参数的有6对，注汽过程中采取焖井措施的有4井对，主要分布在单6中水平井、6-2-14井区及单六西构造顶部区域。汽窜频繁和严格的井控措施给油井运作带来较大的困难. 2.3 开发动态井网不完善 单六西采用176m×125m反九点井网投产129口井，井网密度34.2口/km2，单井控制储量5-7×104t，随着吞吐轮次的不断增加，套管损坏和高含水停产井增多，动态井网不完善，可利用井仅68口，单井控制储量10-13×104t，井网密度20.6口/km2，储量控制程度差，损失控制储量近430×104t，最终采收率难提高 3 下步挖潜方向 3.1 氮气泡沫调剖堵水 1、注氮调剖机理 通过向地层注入氮气，降低岩石表面张力和界面张力，改善岩石润湿性，堵塞大孔道并产生贾敏效应，降低水相渗透率。增加波及系数，提高了地层能量，改善了原油向井筒渗流的驱替条件，起到补充能量助排的作用 注氮气泡沫调剖是多轮次吞吐后提高采收率的有效技术，技术已基本配套，具有大规模推广的潜力 2、效果分析 2016年实施氮气泡沫调剖共计6井次，开井5井次，措施后日油能力由11.8t上升到31.8t，综合含水由95.1%下降到89.4%，初增产油能力20t/d，综合含水累计下降28.4%，累增油2692t 单6-6-32井实施氮气泡沫调剖后，注汽压力明显上升，注汽效果得到了有效的改善。下泵第7天含水降至81%，生产至第12周时，日液67.8t，日油19t，含水71.1%，温度76度，生产了1116天，产油2552t，产水3681t，生产情况良好 3.2 封窜技术研究 单六西自2007起开始汽窜加剧，汽窜发生后，油井温度和液量短时间内迅速上升，从安全方面考虑，只能采