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1、高含水后期周期注水应用的一个实例高含水后期周期注水应用的一个实例44第24卷第5期大庆石油地质与开发P.G.O.D.D.2005年l0月文章编号:1000—3754(2005)05-0044-02高含水后期周期注水应用的一个实例刘云彬,李永伏(1.西南石油学院研究生院,四川成都610500;2.大庆油田有限责任公司第一采油厂,黑龙江大庆163311)摘要:针对大庆油田河流一三角洲沉积体系的多油层,非均质注水开采的高含水后期所暴露出部分区块和个别井区的产液量高,含水高,动用状况不均衡,常规注水难以再扩大波及体积等问题,应用数值模拟研究了具体开发区块周期注水的合理时机和周期.通过
2、现场试验,达到了控制产量递减速度,含水上升速度,套管损坏速度,提高注入水利用率的目的.为非均质多油层油田注水开发后期扩大波及体积提供了实践依据.关键词:周期注水;波及体积;数值模拟;开发效果中图分类号:TE341文献标识码:B大庆油田萨中开发区南一区丙块高台子油层于1988年投入开发,投产初期采用反九点法250mX250m面积井网开采,1998年9月进行了注采系统调整,在原反九点法面积井网基础上隔排转注边井,形成了不规则的五点法面积井网.截至到2000年l2月底,共有油水井460口,其中注水井178口,采油井282口,注采井数比1:1.58.已累积采油1503.68X10t,
3、采出地质储量的32.57%.累积注水5735.27X10m,累积注采比1.09,油田综合含水87.7%,地层压力11.13MPa,总压差一0.49MPa.1注采系统调整后存在的问题南一区丙块高台子油层,1998年注采系统调整后,1999年受到调整效果,1999年自然递减率为一0.03%不递减,2000年自然递减率加大到11.76%,原因是注采系统调整后地层压力恢复较快,部分井区出现了地层压力高,综合含水高,沉没度高.区块平面矛盾突出,套管损坏井数急剧增加.为了做好套管保护工作¨,治理高压区,控制产量递减速度,进行了周期性注水试验.2选择周期注水区域的条件(1)地层压力相对较高
4、,停注后使地层压力下降,但地层压力应保持在饱和压力以上.(2)油层措施改造程度高,综合含水高,在常规注水条件下挖潜难度大.(3)沉没度较高,流动压力较高,停注后油井沉没度下降,但仍能保持一定的供液能力.根据以上条件周期注水试验区选在高I,高Ⅱ层系,高148至158排之间,面积2.188km,油水井共35口,其中注水井l3口,采油井22口,截至2001年3月已累积注水404.03X10m,累积采油77.75X10t,累积产水163.77X10m,累积注采比1.52,目前区域内平均沉没度421.94ITI,地层压力l3.7MPa,高出高I,高Ⅱ层系2.74MPa,平均单井日注水量
5、92ITI,平均单井日产油6t,日产水46ITI,综合含水89.1%,高出全区2.5个百分点.3方案的优选,注水周期的确定3.1方案的优选通过分析,并结合高台子油层开发特点,拟定方案并进行优选,采取先后逐步停注53号井排和57号井排内部注水井,为减小试验区内外压差保护套管,对边部注水井只停掉日注水量的2/3,间注间采排正常注水,即异步周期注水.停注53号井排后,日停掉注水量435ITI,区内日注水量870ITI,注采比保持在0.62.停掉57号井排后,停掉注水量355ITI,区内日注水量950ITI,注采比保持在0.76.其特点是:水驱方向容易在短时间内改变,注入水波及到死油
6、区内的剩余油,使剩余油带逐渐变小,储量动用程度提高,停注井排与间注间采排注水井,产生交替驱油效果,减小平面矛盾,综合含水下降,原油产量稳定,地层压力不会下降太快,有利于保护套管.不需要测试投入,简单易行.收稿日期:2005-08—17作者简介:刘云彬(1964一),男,山东昌邑人,高级工程师.从事油田开发管理工作.2005年1O月刘云彬等:高含水后期周期注水应用的一个实例453.2注水周期的确定一是参照萨中中区高台子油层2000年1_2月注水井因钻井降压关井后的产量,含水以及沉没度变化规律确定.1—2月份注水井关井后,4,5月份综合含水下降幅度较大,3月份沉没度明显下降,因此
7、确定停注半个周期为2个月.二是数值模拟结果表明,半个注水周期为2个月效果最佳,含水上升速度最低(图1),产油量下降幅度最小(图2).时间/(年.月)图1不同注水周期含水变化曲线时间/(年.月)图2不同注水周期日产油变化曲线4实施周期注水的效果4.1周期注水基本实现了”三个控制”2001年6月20日在做好试验前期资料录取工作之后,正式实施周期注水,方案实施后跟踪分析受效采油井动态数据变化情况,初步见到一定效果.统计试验区采油井22口,周期注水前后相隔7个月对比日产液量由922t下降到750t,下降172t
