天然水驱油藏降低递减技术对策.pdfVIP

中国科技期刊数据库 工业 天然水驱油藏降低递减技术对策 于小明 梁 丽 吉林油 田公司油气合作开发公司 吉林 松原 138000 摘 要 2011—2012年，针对天然水驱油田存在问题，在英东高台子区块通过应用堵水调整生产层段、合理流压研 究和调整、边水调剖等方法，实现控水稳油，递减大幅度减缓，采收率明显提高，油田开发向良性开发转变。 关键词 天然水驱 英东高台子 分层堵水 合理流压 3．1．1 立足油水界面认识，对高产液、高含水层段进行 1 油 田开发简况 封堵，发挥低渗透层的产能 截至2011年末，油 田投产油井 150口，累积产油 121．7 为了彻底解决两个层的矛盾，2012年针对 25号层部署 万吨。采出程度 13．42％，采油速度 1．50％，日产液 2752吨， 两 口水平井，通过水平井和堵水对一套井网的综合调整，形成 日产油 351吨，综合含水 87．24％，自然递减 27．1％。油 田生 了25号层以水平井和少数直井开发、28号层单层生产的局 产特点可以总结成 “三高”：高含水、高采油速度、高递减。 面，基本实现了25，28号层分层开采。 3．1．2 充分利用C／O、产液剖面、分层测压等监测资料 ， 2 油田存在的主要问题 通过堵水控水稳油 2．1 射孔投产方案制定不合理 2011—2012年，利用油藏监测资料进行分层产状认识 ， 堵水取得很好的效果。两年来利用监测资料堵水 1O口井，降 英东高台子投产初期没有严格按照天然水驱油藏开发技 水 9．5万方，增油550吨。 术政策要求制定射孔方案，在正常情况下，底水油藏在没有隔 层的层段射孔程度要求小于 30％，有薄隔层的30—50％。边 3．2 通过合理流压研究和应用 。减缓含水上升速度 水油藏射孔程度可以达到 70％以上。 3．2．1 理论计算出油井最低流压 该区块底水油藏没有实施避射，无法有效地控制边底水 针对英东高台子的特点，借鉴同类油藏，利用公式计算出 锥进，投产后含水快速上升。 在不同含水阶段允许的最小流动压力，在中高含水阶段，最低 2．2 生产压差大，边水利用效果查 流压不能低于 7—9Mpa。 由于平面和层内存在较强的非均质性 ，较大的生产压差 3．2．2 系统试井确定合理流压范围 带来非常大的采油速度同时，也加剧了边底水快速推进。从 在保证油井有较高产量的情况下，还要考虑含水上升速 区块水侵情况看，大量侵入水被直接采出，边水利用效果较 度的影响，初步确定合理流压范围在 10．5—12Mpa左右。 差。 3．2．3 利用单井统计，确定合理流压规律 2．3 生产层系组合不合理。层间矛盾大 通过单井数据统计，确定合理流压范围，从结果看，合理 从区块层间物性差异看 ，层间矛盾大 ，特别是青二和青三 流压在 10—12Mpa的井 占总井数的70％，与试井的结论基本 层段的矛盾更加突出，合采时低渗透层难 以发挥产能。 一 致 。 2．4 局部地层压力较低 3．2．4 调整流压试验 地层压力低于原始地层压力 的85％或低于饱和压力应 利用系统试井的初期结论，对丽口井进行调参验证 ，调整