鄂尔多斯盆地庄36井区油井见水特征分析及治理对策.doc

鄂尔多斯盆地庄36井区油井见水特征分析及治理对策石油天然气学报2012年2月第34卷第2期JournalofOilandGasTechnologyFeb.2012Vo1.34No.2鄂尔多斯盆地庄36井区油井见水特征分析及治理对策,吴大康(中石油长庆油田分公司第一采油技术服务处,陕西延安716000)摘要针对井区注水开发过程中存在的问题,分析了井区见水的特征,以生产动态资料为基础,根据相应特征总结出了见水的规律,通过对井区见水规律的分析,提出一套针对区块井网适应性的合理控水稳油治理方案.可以有效地改善开发情况,对井区油层的可持续开采具有重要的指导意义.关键词油井见水;特征分析;合理开发;治理对策;鄂尔多斯盆地;延长组中图分类号TE34文献标识码A文章编号10009752(2012)02023404鄂尔多斯盆地是一个稳定沉降,坳陷迁移,扭动明显的多旋回克拉通盆地,盆地内部构造简单,地层平缓,中生界石油资源丰富,主要分布于上三叠系延长组,油藏类型主要为岩性油气藏庄36井区位于甘肃省合水县,区域构造位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西南缘,为一西倾平缓单斜构造,地层倾角小于0.5.2009年采用井距220m的正方形井网和500m150m菱形反九点井网以超前注水方式投入面积开发,主要开采层位长8油层.油层注水开发后,单井见水速度快,水淹程度较高,严重影响了区块的开发效果.为查明庄36井区油水分布特征,弄清含水上升规律,总结出见水特征类型以及渗流规律,对庄36井区油层的可持续开采具有重要的现实意义.1井区含水状况分析庄36区整体开发处于低含水开发区,高含水井主要见地层水和注入水.其中见地层水主要位于油藏的西北部菱形反九点井区;见注水主要位于油藏西南部.油井在投产初期均为高含水,目前高含水区域有进一步向北部扩大趋势,在油藏中部和油藏东部高含水区域呈零星状分布(图1).图1庄36区长8油组油藏含水平面分布图收稿日期20120115作者简介吴大康(1970一),男.1999年大学毕业,硕士,高级工程师,现主要从事采油工艺技术及管理方面的研究工作.第34卷第2期吴大康:鄂尔多斯盆地庄36井区油井见水特征分析及治理对策2井区地层能量状况分析油藏整体能量稳定,全区压力14.8MPa,压力保持水平104.4;平面分布不均,油藏中部正方形,西北部矩形菱形反九点井区压力保持水平高,东南部压力保持水平低(88.6);油藏主,侧向的压力为物性较好区域存在一定的差异,物性较差区域主,侧向压力相当.如表1所示.表1庄36井区分井网压力测试统计表3井区地层压力恢复状况分析油井试井资料显示:在油藏中部,测试资料显示油井以井储时间短,均质渗流.,引,局部存在裂缝导流,压力恢复速度快(0.03MPa/h);在油藏东部菱形反九点井区,测试资料显示,储层物性差,压力恢复速度慢(0.O05MPa/h).4井区内小区块水驱状况庄36区块2010年吸水剖面测试84口,从不同井网测试结果分析,水驱动用程度为:菱形反九点井区(69.4%)>正方形井区(63.6)>东部菱形反九点井区(52.9)>矩形井区(43.8).全区平均吸水厚度10.Om,水驱动用程度56.7.如表2所示.表2庄36井区不同井网2010年水驱动用程度情况统计表5见水原因分析及相应治理对策庄36井区见水类型主要为两大类.如表3所示:见地层水及见注入水.见地层水井28口,动态特征为投产即见水或生产一段时间见水,含盐表现为地层水特征,主要分布油藏西部及矩形井网的西北角.见注入水井40口,动态特征为投产水淹,投产一段时间突然见水,含盐表现为下降,主要分布在油藏东部宁42井区(图2).表3庄36井区不同区域见水井构成表石油天然气学报*油气田开发工程2012年2月5.1见地层水见水原因:储层物性差,部分原始水饱和度高,投产即见水.见水特征:液量稳定或上升,油量下降,含水上升,动液面稳定或下降,高含盐.主要分布位置:油藏的西部,西南.治理对策:寻找接替层,提高单井产能.见水原因图2庄36井区见水原因分析图实例:庄15636井2009年12月投产,投产初期日产液3.16m.,日产油2.53t,含水17.5%;于2010年7月含水上升,日产液6.03m.,日产油0.13t,含水97.4,类型为MgC1型水.该井长8油层解释油层厚6.3m,电阻率48.58Q?m,声波时差值223ts/m.根据开发经验及统计结果表明,庄36区长8油层出油下限为:电阻率值40Q?m,声波时差值225ts/m;该井试油日产油4.8m.,日产水42.9m.,该井长6油组发育7.6m,内含差油层6.6m,建议后续补孔动用.5.2见注入水5.2.1裂缝型见注入水见水原因:裂缝发育,注入水单向突进,油井见水周期短,且快速水淹.见水特征:液量上升,油量下降,含水上升,液面上升,含盐下降.治理对策:注水井化堵,油井转注,改层或侧钻,提高单井产量.实例:合4849井组位于裂缝发育区,合48-48井,合485O井投产爆性水淹,见注入水,水型分别为NaHCO.型水,NaSO型水,后续根据治理对策治理.5.2.2孔隙型见注入水见水原因:注水强度偏大,含水上升.见水特征:液量上升,含水上升,含盐下降,动液面上升或平稳.治理对策:采取合理注水强度.实例:.合5O一55井累积注水量10117m.,对应油井投产初期含水持续下降,但随着超前注水量增加,同时注水强度偏大,导致该井含水迅速上升,水型为NaHCO.型水,通过合理的注水强度调整,实施控水稳油,建议注水量控制在15m.左右.见水原因:局部油井采液强度相对较高,含水上升.见水特征:液量上升,含水上升,含盐下降,动液面稳定或下降.治理对策:合理采液强度,精细平面注采调整.通过试验发现,研究区较为合理的采液强度为0.3m./(d?m).见水原因:平面水驱均匀,见效程度高,含水上升.见水特征:液量稳定或上升,含水上升,含盐下降,动液面稳定或下降.治理对策:采取合理注水强度.实例:注水井庄16935井射孔两段,吸水均匀,井组内4口井均不同程度见效,其中庄16836井生产5个月含水上升,目前日产液3.46m.,日产油1.26t,含水59.7,含盐9200mg/L,类型为NaHCO.型水,见注入水.通过井组连井及吸水剖面分析,建议对注水井庄16935井实施分注,同时调整每层注水量.见水原因:剖面水驱不均(尖峰,指状),注入水单层突进,含水上升.见水特征:液量上升,油量下降,含水上升,含盐下降.治理对策:注水井剖面治理,均匀剖面水驱.一一一强震第34卷第2期吴大康:鄂尔多斯盆地庄36井区i白井见水特征分析及治理对策实例:合4757井压力测试曲线分析,近井周围表现”大孔道”,注水井合4657井上段不吸水,下段吸水,结合连井剖面,注水单向突进,建议对注水井实施分层注水.见水原因:措施参数及措施后工作制度不合理,导致油井含水上升.见水特征:液量上升,含水上升,含盐下降.治理对策:合理措施参数及措施后工作制度.实例:区块内井庄16347井,2010年8月生产后,经过合理措施,重复压裂后油量上升,液量下降,含水下降.见水原因:地层堵塞后,油水两相渗透率发生变化,导致油井含水上升.见水特征:采液,采油指数下降,含水上升,含盐下降,动液面下降或稳定.治理对策:利用措施解堵.实例:区块内合4955井,产量”台阶式”下降,含水上升,表现为堵塞,后经措施解堵,产油量恢复E升.6结语庄36井区以合理开发技术政策,均衡平面注采为重点,寻找潜力层,辅以实施油水井剖面治理及调整,改善水驱状况,避免低含水井因水驱不均匀过早水淹,恢复已见水井的产能,延缓油藏含水上升速度.1)寻找潜力层,提高油井单井产能.针对该井区内部分区域长8油组油藏物性差,含油饱和度相对低,通过单井分析,长6s油层为接替开发有利层,建议实施该井区内部分区域整体补孔长6.油层,注水井补孔长6.油层,使注采连通,实施长6油层组,长8油层组分注,以一套井网多层系开发.)精细注采调控技术.采取”整体温和,局部调整”政策,注采比控制在1.O1.4之间.3)不稳定注水.对因井组内单井点见水,注采比较高的注水井实施不稳定注水试验.加强注水期为lOd,控制注水期为20d,注水波动幅度为lOm.4)开展以裂缝堵水工作,恢复单井产能.结合裂缝见水原因分析结果,加强来水方向的验证,一是采取针对来水方向的注水井深化堵水;二是开展水淹井转注或来水方向的注水周期注水,提高水驱波及面积.5)精细小层对比,提高油藏水驱控制程度.针对注采连通性差,油井长期不见效井,油(水)井补孔,提高油藏水驱控制程度.6)强化剖面治理,均匀水驱方向.针对注水井吸水不均,纵向吸水差异大,导致井组油井