1 调整原因
1.1 平面上井点间厚度差异大
北一区断西西块全区661122口井, 平均单井有效厚度11.5m, 其中小小于于66mm的的8844口口, , 66--88mm为为7711口口, , 88--1100mm为为111111口口, , 1100--1122mm为为9988口口, , 1122--1144mm为为8888口口, , 大大于于1144mm为为116600口口, , 单单井井最最大大有有效效厚厚度度为为3322..77mm, , 最最小小有有效效厚厚度度为为00..88mm。。可可以以看看出出, , 全全区区有有效效厚厚度度分分布布非非常常不不均均匀匀。。
1.2 平面间层间差异大
北一区断西西块萨Ⅱ10-萨Ⅲ10各沉积单元钻遇厚度分布不均, , 其其中中SS221100和和SS3388厚厚度度较较大大。。
1.3空白水驱阶段开采特征
1.3.1投产初期注入压力不均衡
北一区断西西投产初期, 注入压力分布不均衡, 其中压力小于6MPa及大于12MP占大多数。井与井之间注入压力差异很大, 注入能力偏低。1.3.2
1.3.2 投产初期产能递减快, 含水上升快
北一区断西西块于2009年12月投产完毕, 全区开井324口, 当月累计日产液17971t, 累计日产油1338t, 其综合含水是92.6%, 到2010年5月, 当月累计日产液20377t, 累计日产油1184t, 5个月里, 日产液增加了2406t, 日产油却减少了154t, 综合含水已经达到94.2%, 含水连续上升了1.6个百分点。
2注水匹配调整的思路及做法
2.1 调整思路
根据二类油层的油层沉积特征、砂体发育状况、连通状况及层间渗透率差异, 来合理匹配注水井调整, 以保持全区注采平衡, 减小层间差异, 控制含水上升为原则, 对于层间差异大、含水高, 含水上升快井区进行细分注水, 对于低含水低沉没度井区适当提水, 对于高含水高沉没度景区合理控水。
2.2 调整做法
2.2.1 采取提控结合措施, 笼统井进行注水量匹配调整
针对油井11种不同类型问题我们从2010年5月相继进行了水井的匹配调整, 对于高含水、高沉没度及相邻注聚的油井, 采取控制注水井注水量, 调整55口井, 降低配注565m3。由于油井换大泵及上调参井较多, 导致低沉没度井偏多, 对于低沉没度, 低含水及措施前培养的油井, 采取提高注水井注水量, 共调整水井251口, 增加配注7690 m3。
北1-丁25-E14井是一口采出井, 通过对其周围的两口注水井进行下调水量, 日产油由3.0t增加到3.8t, 含水下降1.8个百分点, 沉没度由原来的789米下降到621米, 见到了明显效果。
2.2.2 加大分层注水和层段调整力度, 控制区块含水上升速度
根据北一区断西西平面差异严重, 含水上升快的特征, 我们主要采取了加大分层力度, 来合理运用层间动用程度。全区分层井153口, 已经达到全区水井的53%。
分层井连通油井含水上升速度减缓, 产量稳中有升。其中, 一二向连通的采出井月含水上升率由分层前的0.4%下降到0.10%;三四向连通的采出井月含水上升率由分层前的0.43%下降为0.1%。
在调整问题油井连通笼统井同时, 分层井层段合理调整也是非常必要的。
全区共调整分层井229井次, 配注增加3085m3, 实注增加2995m3, 使区块供液不足状况得到有效缓解。
我们同样针对各类型问题油井, 调整其分层水井层间配注, 我们主要采用折算有效强度 (折算有效强度=日配注/ ( (砂岩厚度-有效厚度) /3.48+有效厚度) ) 合理性来进行各层间的配水, 对于高含水、高沉没度井, 我们在水井能完成配注的条件下, 减少注水量, 合理限制限制层注水量, 加强加强层注水量, 使注水趋于合理化, 对于低含水, 低沉没度井, 尽量减少连通水井全井配注, 对于分层井要调节各层间配注, 确保实注能完成配注量。全年共调整井数111口, 层段304个;其中改善加强层119个, 平均注入强度由调整前的7.4m3/d.m变为8.2m3/d.m;接替层72个, 平均注入强度由调整前的6.6m3/d.m变为8m3/d.m;限制层113个, 平均注入强度6.3m3/d.m变为3.9m3/d.m, 限制层的注水强度得到了有效控制。
北1-丁6-斜E26井是一口采出井, 先后对其周围的三口注水井进行分层及改造, 并且从8月相继对两口分层井B1-D6-E25、B1-D6-SE27进行注水调整, 在保证限制层的基础上, 对加强层及接替层合理增加其注水, 使层间剩余油得到充分利用。2010年12月, 日产油由4.2t增加到7.6t, 含水由分层前的96.3%下降到目前的93.9%, 效果明显。
2.3调整效果
2.3.1注入压力不均衡得到了改善
通过分层及注水调整, 全区注入压力普遍提高, 井与井之间注入压力差异逐渐减小, 由投产初期8.2MPa提高到9.8MPa, 注入能力得到了明显提高。
2.3.2含水上升速度得到明显控制, 产油量稳中有升
从开采曲线可以看出2009年12月投产完毕, 综合含水为92.6%, 到2010年5月已经连续上升到94%, 上升了1.4个百分点。自从对水井进行大批匹配调整后, 可以看到2010年5月到2010年12月, 含水下降了0.8个百分点, 说明水井的调整使得全区综合含水上升得到了减缓, 产能提高, 日产液日产油也稳中有升, 全区整体开发效果得到了改善。
3 几点认识
3.1 通过对笼统井及时有效的调整使得注采更加平衡, 措施效果好;
3.2 通过加大分层注水, 有效地控制了区块的含水上升速度;
3.3 分注以后, 在注入过程中对层段性质进行合理化调整, 使薄差层动用程度得到改善;
3.4 折算有效强度算法使得分层及层段间调整更加合理化。
摘要：北一区断西西二类油层开采萨β10-萨β10层段中有效厚度大于1.0m的油层, 采用125m注采井距, 由于注采井距小, 注入速度快, 加上开采初期地层非均质性强、层间平面矛盾突出、注入压力不均衡, 区块投产初期阶段出现含水上升快、产量递减快的特征。通过井组含水的变化原因分析, 初步确定含水上升快、产量递减快的井分为11种类型, 针对每种类型的具体特点采取个性化调整方案, 提高了油井的采出能力, 使得含水得到有效控制, 区块产量递减减缓。
关键词：二类油层,注水井调整