A过渡带B区稳产形势分析

A过渡带B区稳产形势分析摘要：分析和探索A过渡带地区稳产形势，并提出了针对性技术措施。随着油田进入高含水后期的开采阶段，如何确保区块的整体稳产形势，抓住主要矛盾，利用动、静态资料全面分析，有效地提高油井的产液量，合理放大生产压差，控制递减，实现油田稳产，是我们油田技术人员所面临的重要课题。关键词：过渡带；稳产形势中图分类号：TE34文献标识码：A文章编号：1基本概况B井组位于A过渡带，左侧紧靠某#断层，右侧与纯油区相邻，该区块采用四点法面织井网开采，1978年基础井网投产完毕，于1992年进行了一次加密调整，至2003年，该区块已有23年的开发历史。目前，该区块共有油水井20口，油井14口，水井6口。基础井网4口井，油井3口，水井1口，一次加密调整井网共16口井，油井11口，水井5口。全区块主要开采层系是C油层，是非主力油层，属于三角洲前缘相沉积。2区块形势分析（1）产量形势。该区块14口机采井，5口注水井。1998年12月份与1999年12月份产量形势对比，日产液由652t上升到764t，日产油由82t上升到102t，综合含水由87.4%下降到86.6%，沉没度由216m稳定到220m，注采比由1.38降到1.30，该区块在产量上升的形势下，注采比仍处于较高的水平。（2）地层压力。统计该区块5口井测压资料，1998年下半年的平均总压差为+1.22MPa，至1999年下半年，5口井的平均总压差为+1.12MPa，特别是B井，1999年下半年总压差已达+2.19MPa，达到了该井地层压力历史上的最高纪录。（3）异常高压层。资料分析表明，该区块油水井数比已达2.8，注采比为1.30，并且区块地层压力一直保持在+1.0MPa以上的水平，基于以上因素，我们对该区块有了新的认识，认为该区块已产生异常高压层，若不及时控制，将诱发区块成片套损。从平面上来看，过渡带油层套损层位主要在C1-4层以上，套损区块也较为集中，主要是C1#，C2#断层相夹处局部连片和邻近纯油区处局部连片。B井组应该说是一方净土，除1口基础井网水井1997年7月错断关井外，至目前为止，仍没有发现套变现象，虽然如此，我们也不能盲目地乐于目前的开发形势，更应该居安思危，保持头脑清醒，具体问题，具体分析。3方案编制为了扼制住B井区产生异常高压的现象，我们对本区块进行了分析，首先认为要找准调整井点，准确地判断出异常高压层的存在范围，以及高压砂体上不合理的注入与采出井点，其次协调好纵向上油层间矛盾关系，尽可能采取细分单卡控注的方案，以控制高压砂体注水为主要目的，同时兼顾接替层提水，保证方案的针对性和实效性。由于该区块在1999年以前已有6口油井上了压裂、换泵等措施，所以我们就从近两年来未上措施的机采井上入手，最后我们以B井作为切入点进行展开剖析：B井投产于1992年7月，开采层位C、D。全井射开砂岩厚度31.4m，有效厚度7.9m，地层系数0.929平方微mm。原始地层压力11.33MPa，饱合压力8.7MPa。主要来水方向为E水井、F水井和G水井（1997.7套变关井）。B井生产至2000年1月份，日产液69t，日产油8t，综合含水88.4%，沉没度493m。该井的含水级别已经很高，开发效果逐渐变差。从该井历年来的环空资料上看，该井单层含水都比较高，产液层数也较多。3.1控制高压层（1）C11层内。F水井与B井同处于河道砂体，但B井C11未射，虽然B与F处于同一砂体，但是距离较远，因此，该单砂体容易产生蹩压的现象，E与B处于不同砂体。（2）C12层内。F井与B井处于不同砂体，属有注无采型，应以控制注水为主，E井属于表内主体薄层砂，B井属于表外储层，出现厚注薄采的现象，并且B井处于砂体的喉道处，容易蹩压，应以泄压为主。C12层内：从纵向上看，C11，C12，D1都解释为中水淹，没有射孔，砂岩厚度11.4m，有效厚度4.6m。根据动静态资料和该井组的生产形势我们认为，B井补射C11，C12，D1的时机已经成熟。所以我们提出对B井实施补孔措施，以此来释放产能，控制高压层的产生。该井于2000年3月11日实施补孔。3.2注水井跟踪调整为了确保补孔效果，并且及时控制异常高压层，F井于4月5日实施作业细分，将C12层单卡停注，控制注水，以防套变，C11层进行提水，为B井补孔提供保护；E井于4月15日实施测调方案，将C11-12停注层打开，为B井补孔后保护。（1）理顺供排关系，挖掘油井潜能。B井补孔后，供液能力大大加强，到2000年5月份，沉没度仍为400m以上，周围水井的注水状况较好；目前该井的冲程、冲次均已最大，为了进一步理顺供排关系，挖掘潜力，该井于2000年5月13日换泵，泵径由70mm换成83mm，实施后产量有了明显的增加。（2）压裂酸化。2002年末，该区块的产量形势与1998年末对比，出现了产液升、产油升、含水降、沉没度稳定、注采比趋于合理的形势。但是，油田开发是无止境的，需要我们技术人员在不断的探索中去寻找新的产能增长点。所以，在2003年上半年，我们对该区块又做了严细认真的剖析。把挖掘剩余油潜力、完善注采关系作为切入点，进一步发挥本区块的开发效果。通过分析，我们认为G井潜力很大，该井投产于1993年7月，周围水井供液情况较好。但油井受效差，日产液量仅为8t，含水级别也很高，从其小层平面图上看，与J井连通好，但受效差的层段，C21-3和C16-161作为压裂的目的层。同时对注水井点G井相对应的压裂层段进行了酸化增注措施。该井压裂后，日产液由8t上升到34t，日产油由1t上升到8t，综合含水由87.5%下降到76.5%，沉没度由248m下降到203m，取得了较好的效果。（3）加强供液能力，协调注采关系。K井与1997年7月错断关井。于2001年6月18日大修开井，套管错断深度1019.8m，最小通径为98mm，逐级整形至120mm。目前，该井的注水状况较好，日注水量120m3左右。目前正在执行试配方案。3.3措施效果（1）产量形势对比。1999年12月份对比2000年12月份，日产液由764t稳定在756t，日产油田102t稳定在103t，综合含水由86.6%稳定在86.4%，沉没度由220m稳定在219m，注采比由1.30降到1.09；2000年12月份对比2003年6月份，日产液由756t上升到771t，日产油田102t上升到109t，综合含水由86.4%下降到85.9%，沉没度由220m略升到227m，注采比由1.09稳定在1.10。（2）总压差对比。5口井由1999年下半年的平均总压差+1.12MPa，降至2001年下半年的+1.07MPa，目前，该区块的总压差为+0.85，地层压力明显下降。4几点认识（1）该区块套损形势相对较为稳定，但个别区块也不容忽视，地下矛盾日益突出的今天，我们开发技术人员更应该及时发现、及时分析、及时解决。（2）套损防治是我们当前乃至以后开发调整工作的核心内容。对于异常高压层的产生，我们要兼顾小区块的稳产形势，制定出具有针对性、实效性较强的套管防护综合调整方案。（3）保持小区块的稳产、高产，首先要找准调整井点，准确地判断出高压砂