关键词:水驱封堵 效果评价 调整方法 规律认识
一、水驱封堵基本原则
1.1配合萨Ⅱ10-萨Ⅲ10 层段注聚水驱封堵及调整原则
采油井封堵原则。一般情况下,隔层厚度最好在2m左右,一口井封堵层段不超过2个。封堵层段之间的未封堵油层,砂岩厚度应大于3.0m,有效厚度应大于1.0m;油井封堵层段的厚度可根据实际情况灵活掌握。在封堵的同时,要考虑综合措施,避免重复作业。
注水井封堵调整原则。一般情况下隔层厚度在 1.5m以上,如确有特殊要细分单卡的层,隔层厚度可以放宽到1.0m～1.5m。单卡注水层段砂岩厚度要求在3m以上,如果厚度不够,在隔层条件允许的情况下,能与上下层段重新组合的尽量重新组合层段。在满足二类油层注聚层封堵的前提下,注水井分级尽可能按细分注水合理分级标准重新组段,全井注水层段数不超过7个,并与水井措施结合好。
1.2配合萨Ⅱ1-萨Ⅱ9层段注三元水驱封堵及调整原则
试验区内影响试验效果的水驱井网油水井原则上全部封堵。根据水驱井网射孔情况及所处位置制定具体封堵原则:注三元区域内的水驱油水井射孔层全部封堵;距注三元区域边界300m以内的水驱注水井必须封堵,300m以外的注水井暂不封堵,在试验过程中,如影响试验效果,随时封堵;距注三元区域边界200m以内的水驱二线受效采油井必须封堵,200m以外的层暂不封堵。先不考虑用水驱采出井完善三元复合驱井网的注采关系,在试验过程中,根据注采状况研究处理。
二、封堵区见聚效果
某站二类油层上返区先注聚后封堵。某站试验区内注聚初期有26口水驱采油井待封堵,其中12口水驱井受效明显,平均单井射开萨Ⅲ组砂岩厚度5.8m,有效厚度2.0m,分别占全井的29.2%和20.6%。我们认为水驱射开萨III组采油井的截流作用非常明显,而且会导致聚驱采油井严重供液不足,因此必须在注聚前对水驱井进行封堵
B一二排东二类油层上返区水驱见效。B一二排东水驱井网射开萨II10-III10的采油井共有186口,开井172口,截止到2005年12月,区块共有39口采油井见效,其中封堵见效井14口,占封堵井数的38.9%;未封堵见效井25口,占未封堵井数的18.4%,平均单井射开目的层砂岩厚度6.4m,有效厚度2.4m,分别占全井的35.2%和39.4%。水驱未封堵采油井见效说明对聚驱油井产生分流或截流,导致其周围上返井未见效或见效缓慢。由于固井质量的影响,造成窜槽,从而对聚驱油井产生分流或截流作用
B一区断东西块上返区及三元复合驱水驱见效规律。B一区断东西块二类油层注聚区水驱射开目的层的采油井105口,目前注聚见效井29口,综合含水下降5.31%,平均单井日降液24t,日增油2t。其中封堵见效井15口,采聚浓度305.47mg/l,日增油55t,综合含水下降7.5%。未封堵见效井14口,目前日产液1165t,日产油118t,综合含水89.87%,采聚浓度361.85mg/l,日产油上升11t,综合含水下降3.07%。B一区断东三元试验区内水驱共有油水井69口,其中采油井41口,注水井28口。采油井封堵22口, 封堵注水井21口。随三元体系注入,试验区内有部分水驱采油井受效,统计7口受效油井,占区域内水驱油井总数17.07%,有共射连通层油井的28.0%。7口见效井中有6口已封堵,1口未封堵,目前与见效前对比,合计日产液下降439 t,日产油上升16t,含水下降7.35%,平均采聚浓度251.5mg/l,截至2007年11月,累积增油1.3210×104t。由于部分水驱井受效,使得封堵区域水驱生产递减明显减缓,含水得到有效控制,统计22口封堵采油井,目前合计日产油仅下降15t,平均单井日影响产量0.68t,综合含水下降2.43%。
B一区断东东块二类上返区水驱见效规律。B一区断东二类油层上返区内水驱共有油水井236口,其中采油井167口,注水井69口。采油井封堵38口,封堵注水井 38口,统计22口受效油井,占区域内水驱油井总数13.17%,有共射连通层油井的20.95%。22口见效井中有9口已封堵,13口未封堵,日产油上升43t,含水下降4.37%,平均采聚浓度435.36mg/l。由于部分水驱井受效,使得封堵区域水驱生产递减明显减缓,含水得到有效控制,统计22口封堵采油井,目前与封堵前对比,合计日产油仅下降15t,平均单井日影响产量0.68t,综合含水下降2.43%。B一二排东封堵对产量的影响比例最高,随着对封堵油层认识的不断加深和封堵技术的改进,B一区断东东二类油层上返区封堵对产量的影响已经很小,而且水驱见聚井也逐渐减少,两驱干扰现象逐步降低。
三、封堵区调整方法
选择合理时机通过注水井细分、补孔等手段,及时释放二类油层注聚以外的潜力层,扩大驱油面积,有效改善井组的开采状况。随着开采时间的延长,由于封堵造成产量和水量的大量损失导致了区块供液不足现象逐渐加剧,注采失衡的矛盾越来越突出。实践证明,保持注聚区域注入压力的稳定或上升,也需要提高水驱井网的地层能量。为此我们通过测调、细分、层段调整、补孔等手段加大了对注水井的调整力度,共制定方案10口,目前已全部实施,见到了一定的调整效果。
针对动用状况较差的井层,采取细分压裂等改造措施,提高薄差层的动用程度。采取细分14口井,细分前后对比,注水层数增加16个,连通的29口采油井,日产液上升30t,日产油上升15t,含水下降0.8%。
四、结束语
在二类油层注聚后期及时对水驱井网采取有效的挖潜措施,能够明显改善区块的整体开发效果。抓住见效的有利时机,加大注水井调整和措施改造力度,能够明显提高见效井的采收率。分析二、三类油层注聚增油效果的主要因素是对应率,其次是井距,水驱见聚对区块的整体开发效果有一定的积极作用,但后期的含水回升给区块的调整带来较大的难度。◆
参考文献:
葛家理.油气藏渗流力学.北京:石油工业出版社,1985.
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