單家寺稠油綜合遞減控制方法和下步措施

1、單家寺稠油綜合遞減控制方法和下步措施摘要：單家寺稠油油田是勝利油田投入熱采開發(fā) 最早的稠油油藏，它位于濱縣凸起南坡，主要含油層系有館 陶組、東營組、沙一段和沙三段，截止目前共探明含油面積 20. 44km2,探明石油地質(zhì)儲量8763. 7x 104to目前已投入開 發(fā)區(qū)塊有單2、單10、單6西、單56、單83和單113塊， 動用含油面積1907km2,地質(zhì)儲量7911x104t,動用采收 率22.1%。單家寺油田稠油油藏按原油粘度分類表，普通稠 油動用儲量1982萬噸，占總儲量的25. 1%；特稠油動用儲量 4356萬噸，占總儲量的55. 1%；超稠油動用儲量984萬噸， 占總儲量的12.4%

2、；特超稠油動用儲量589萬噸，占總儲量 的 7. 4%o關鍵詞：單家寺；稠油；遞減；控制。中圖分類號：te345文獻標識碼：aabstract： the single family temple viscous crude oil field is the earliest development of heavy oil reservoir of shengli oilfield into thermal recovery, it raised a marina county south slope, the main oil-bearing series are guantao and d

3、ongying group, the sand for a period of three sections, and sand so far has proven oil bearing area of 20.44 km2, proven oil geological reserves of 8763 7 x 104 t. now in development blocks have a single 2, 10 single, single 6 west, single, 56, 83 and 83, the use of oil bearing area of 19.07 km2, ge

4、ological reserves of 7911 x 104 t, with recovery of 22.1%. single family temple oil field according to the classification of crude oil viscosity of heavy oil reservoir, ordinary heavy oil producing reserves of 19.82 million tons, accounting for 25. 1% of the total reserves； producing reserves of hea

5、vy oil 43.56 million tons, accounting for 55.1% of the total reserves； this use of reserves of 9. 84 mill ion to ns, accou nting for 12. 4% of the total reserves； , t his use of reserves of 5.89 million tons, accounting for 7. 4% of the total reserves.key words： single family temple； heavy oil； decr

6、easing； contro1.中圖分類號：te133文獻標識碼：a開發(fā)中存在的主要矛盾一是老區(qū)嚴重水淹，平面剩余油分布零散單稠油自2006 年起，先后進行了加密、調(diào)整、新建等共投產(chǎn)新井302 口， 綜合含水基本穩(wěn)定在85%, 定程度掩蓋了老區(qū)水淹的加劇, 但自2010年后，新井投產(chǎn)井數(shù)減少，老區(qū)含水上升明顯， 油井綜合含水85. 3%逐漸上升至目前8&1%。二是汽竄程度 加劇，縱向動用程度差異大目前單稠油汽竄井次已由2008 年164井次上升至237井次，汽竄現(xiàn)象由單對發(fā)展成多對向 汽竄，同層汽竄發(fā)展為不同層間管外汽竄，汽竄影響產(chǎn)量逐 年加大。三是油井況日益惡化，油井治理難度加大目前

7、我礦 投產(chǎn)油井689 口，長期停產(chǎn)井324 口，占投產(chǎn)井數(shù)的47. 0%, 因套損長停65 口，帶病生產(chǎn)井31 口，其中8 口為2012年 治理后帶病生產(chǎn)，給后續(xù)治理帶來隱患。二、單家寺稠油綜合遞減控制方案實施情況轉(zhuǎn)變開發(fā)思路，精細井層分析，籠統(tǒng)注汽改為分層注汽 為了進一步改善縱向油層動用不均衡的問題，近年來共 實施各類分層注汽4井次均取得了一定的效果，平均單井日 油能力9. lt/d,累計增油5864to分層注汽油井生產(chǎn)效果統(tǒng)計表新井分層防砂分層注汽2012年我礦首次在新井實施分層防砂分層注汽1井次 (83x111)取得了較好的開發(fā)效果。單83x111位于單83-014 塊靠近斷層構(gòu)造高部位

8、,生產(chǎn)ng2-3, 1135. 8m-1154. im, 11.7m/2層，針對該井層間滲透率差異較大，隔層較好，同 時為避免影響鄰井83-025井發(fā)生汽竄，影響油井生產(chǎn)效果, 實施了分層防砂分層注汽措施。注汽過程中，單83x111先 注汽下部9號層注汽量1094t,注汽壓力14 mpa -14. 4mpa, 干度70.5%,分層注汽換層注汽上部8號層注汽量1279t, 注汽壓力12.6 mpa -11. 1 mpa,注汽干度70.5%。該井下泵 投產(chǎn)后，峰值溫度105度，峰值油量23. 6t/d,相對其它單 83-014塊投產(chǎn)新井見到了較好生產(chǎn)效果。從注汽情況看：上 部8號層在滲透率低于下部

9、9號層的情況下，注汽壓力低于 下部，分析認為83-014塊汽竄嚴重，在蒸汽超覆作用下， 上部油層已被部分動用。由于上部8號層僅注汽1279t,因 此與周圍鄰井發(fā)生未汽竄。老井分層注汽近年來老井實施不同分層注汽方式共3井次(146-1, 83-041, 6-18-10)o 其中，單 146-1 和單 83-041 井在累計 采出程度高，與周期井汽竄嚴重的情況下，實施分層注汽取 得了較好的生產(chǎn)效果，6-18-10井是首次在高含水井實施分 層注汽井的措施井，由于生產(chǎn)時間較短，效果待進一步觀察。單146-1井措施前后效果對比表轉(zhuǎn)變生產(chǎn)觀念，開展高含水原因分析，吞吐轉(zhuǎn)周輔助氮 氣調(diào)剖氮氣泡沫調(diào)剖自200

10、9年以來，我礦先后針對層間差異大的高含水井 實廉氮氣泡沫調(diào)剖技術11井次，平均單井日增油0. 7噸/天, 綜合含水下降了 2. 2%o其中 9 口井(6-6-32、6-12-6、6-14x28、 6-14x2 (、 2)、 6-14x12、 56-12x8、 56-4x6、 56-15-3)注 汽壓力明顯高于措施前3-6mpa,見到增油降水效果的油井共 7 口井(6-6-32、6-12-6、6-6-34. 6-14x2 (1)、6-14x12、 56-12x8、1),日油能力由3. 8t/d提髙至6. ot/d，綜合含水 92.5%下降至85. 5%,另有1 口井(6-14x2(2)因生產(chǎn)時間

11、 短效果待觀察。轉(zhuǎn)周輔助氮氣調(diào)剖在2012年我礦首次嘗試吞吐轉(zhuǎn)周輔助氮氣調(diào)剖共實施9 口井,其中 4 口井(2-53-7、10xn48、6-6-24. 56-11-19) 注汽壓力明顯高于措施前1-4mpa,開井9 口井中，有8 口井 (2-53-7、 10xn48. 10x59、 6-4-20. 6-10x42、 6-6-24.56-5-23、56-11-19)見到了較好的措施效果，日油能力由 5. 6t/d提高至8. 3t/d,綜合含水87.9%下降至84. 8%,其余 井因生產(chǎn)時間短，效果待進一步觀察。小結(jié)(1) 氮氣泡沫調(diào)剖及轉(zhuǎn)周輔助氮氣調(diào)剖能夠有效提高 油井注汽壓力，改善吸汽剖面。氮

12、氣泡沫調(diào)剖及氮氣調(diào)剖共 實施20井次，其中13 口井注汽壓力有所提升。但由于氮氣 泡沫調(diào)剖所用氮氣量明顯高于氮氣調(diào)剖用量(平均氮氣泡沫 調(diào)剖氮氣用量7. 3x104m3,氮氣調(diào)剖氮氣用量5. lx104m3) 及高溫泡沫劑的作用，注汽壓力提升效果明顯好于氮氣調(diào)剖 措施。(2) 氮氣泡沫調(diào)剖及轉(zhuǎn)周輔助氮氣調(diào)剖井增油明顯油 井主要分布在受邊底水影響較小的構(gòu)造中、髙及邊部，原油 粘度低于4x104mpas,儲層縱向滲透率級差在2-6之間。(3) 轉(zhuǎn)周輔助氮氣調(diào)剖井氮氣量需要進一步優(yōu)化。從 已實施的10-59與2-53-7的效果對比看，氮氣用量過低易 造成油井措施有效期縮短。轉(zhuǎn)變運行方式，注汽參數(shù)優(yōu)化

13、與同注同采納入運行常態(tài) 化注汽參數(shù)優(yōu)化效果2012年我礦繼續(xù)開展注汽參數(shù)優(yōu)化試驗，1-12月份吞吐458井次，單井注汽量3052t,與2011年對比注汽井次增 加82井次，單井注汽量下降666t,直井與水平井注汽量均 有所下降。2012年與2011年單家寺稠油油藏吞吐注汽量同期對比可對比注汽量波動大于300t油井共計122井次，其中 下調(diào)注汽井次90井次，平均單井注汽量下降940t,平均單 井液量、綜合含水、周期產(chǎn)油量與上周同期對比略有下降， 由于注汽量下降幅度較大，油汽比由0.23提高到0.30,上 調(diào)注汽井次32井次，平均單井注汽量上升547t,平均單井 液量略有上升，周期產(chǎn)油量基本持平，

14、但油汽比有所下降。同注同采及雙井合注效果針對日趨惡化的汽竄及井控影響運作情況，我礦加大同 注同采，連注連采及一爐分注措施。僅2012年實施同注同 采及分注井34井對72 口，平均單井注汽量3138t,單井產(chǎn) 油614t,單井日產(chǎn)5.4t/d,汽竄井次由45井次下降為36 井次。2012年針對單56-6x16、單56-7x15及單56-6x14與周 圍井汽竄嚴重及該區(qū)域油藏壓力僅3. 2mpa的開發(fā)形勢，采取 三口井同時注汽，整體提高該區(qū)域井間加熱半徑。從生產(chǎn)情 況看，液量相對上周同期增加12. 7t/d,油汽比提高0. 04o 其中，56-6-14 （生產(chǎn) ngl-3, 35. 6 米/4 層

15、）與 56-7-15 （生 產(chǎn)ng3, 14米/i層）增油明顯，僅56-6-16 （ng2, 9. 6米/i 層）與上周期生產(chǎn)情況基本相同。從汽竄情況來看，三口 井注汽過程中鄰井沒有汽竄，以往汽竄井56-7-13 56-5-13、 56-6-14均未有反應。配套工藝技術，加大汽竄封堵、低產(chǎn)低效及油稠治理力 度汽竄封堵治理近幾年來我礦區(qū)加大封竄治理力度，僅2012年共實施 封竄措施11 口，主要分布在汽竄嚴重的單83塊和單56塊, 均見到了較好的封竄效果。從注汽情況看，7 口井的注汽壓 力相對上周期上漲1 -4mpa, 5 口井注汽過程中未與鄰井發(fā)生 汽竄。從生產(chǎn)情況看，平均單井日油能力由措施前

16、的4. 9t/d 提高至5.9t/d,單井累計增油由措施前同期628t提高至 925t,其中6 口井增油明顯。低產(chǎn)低效治理單56塊西北部油層物性較差，平均滲透率 200-600x10-3um2o 2002年相繼投產(chǎn)7 口井，其中5 口井因 低產(chǎn)停井，平均單井累計采油均低于8000to開井1 口井， 單 56-4-4 井射孔井段 ngl-2, 11086. 0m-1102. 3m, 15. 6m /2 層，最高滲透率120.914 x10-3um2o目前第8周，平均單 井日油3. 8t/d,周天382d,周期產(chǎn)油1463t,周水7163t, 累計產(chǎn)油0. 5280x104t ,累計產(chǎn)水2. 62

17、57x 104t,分析認 為該區(qū)域油井主要由于低滲造成油井低效生產(chǎn)。2012年9月 優(yōu)選單56-5-3井實施補孔礫石充填防砂改造地層措施，取 得了較好的生產(chǎn)措施效果。油稠治理單 113 塊 50°c地面脫氣粘度 30-133. 2x104mpa. s0 2009年產(chǎn)能新建，動用含油面積0. 38km2,動用地質(zhì)儲量 201x 104t,標定采收率16%,未動面積0. 62 km2,未動儲 量587x104to截至2012年12月份，投產(chǎn)油井24 口，開井 10 口，日液水平509t/d,日油水平41t/d,綜合含水91.9%, 累計采油9. 4713x104t,采出程度僅4.65%。

18、為提高單113塊開發(fā)效果，2012年我礦開展hdcs配套 降粘措施實施5井次，平均日液47. 0噸/天，日油5.1噸/ 天，綜合含水89. 1%,生產(chǎn)了 152天，產(chǎn)油780噸，產(chǎn)水6353 噸，與往年措施效果對比增油效果明顯。三、后續(xù)工作措施新井源頭入手，加大分層開采力度目前在單83-108井已實施分層防砂、分層注汽措施， 待注汽投產(chǎn)。同時，針對老井加大排查力度，因井制宜，優(yōu) 選不同的分層注汽分層采油工藝。下步優(yōu)選分層注汽3井次( 10-34, 56-21x7、6-10x34),分層防砂分層注汽 1 口 (2-49-7),卡封下部單注上部油層合采1 口 (10-14),卡 封中部分注油層頂、

19、底部1 口 (10-28),底部注汽6井次(56-8x8、56-13xn9、56-14x4、56-15-5、56t5x7、 56-15-15)o三是我礦將加大吸汽剖面，吸水剖面，產(chǎn)液剖 面，剩余油測試等油藏監(jiān)測力度，加強油藏縱向均衡動用狀 況認識，為下步實施分層注汽提供可靠的數(shù)據(jù)依據(jù)。深化油井分析，開展高含水分類治理2012年我礦初步根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)情況進行判斷分析對高 含水井進行了分類，下步將加大通過硼中子等監(jiān)測手段和管 外竄治理技術的應用，開展分類分批治理。一是要開展管外竄治理。2012年單10南部4 口 ed組新 井投產(chǎn)后取得了較好開發(fā)效果，下步強化該塊南部生產(chǎn)井、 長停井進行了潛力再分析、

20、再認識。，初步分析受管外竄影 響11 口井，灰面失效8 口井，重新論證后，優(yōu)選2-3 口井 驗證灰面重新注灰，開展管外竄治理挖潛剩余油。二是要開展注氮調(diào)剖技術。在水淹相對較輕區(qū)域，將吞吐拌注氮氣調(diào)剖納入常規(guī)生產(chǎn)開發(fā)技術，提高油井生產(chǎn)效 果。針對2-53-7井注氮調(diào)剖效果較好的情況，對投產(chǎn)較晚, 累采程度較低，構(gòu)造高部位的單2東s34段井區(qū)及構(gòu)造高部 位無井網(wǎng)控制的試驗區(qū)，優(yōu)選5 口井實施注氮壓水錐措施抑 制底水；在單6西中部及構(gòu)造頂部水淹相對較弱區(qū)同時汽竄 相對頻繁區(qū)域，優(yōu)選2個井區(qū)實施封竄調(diào)堵配合注氮調(diào)剖措 施；其次是單56塊ng3返ng 1-2高含水井再認識。單56塊ng 1-2砂體油層薄

21、，采油速度快，含水上升速度高于油層相對較好的3砂體，加上蒸汽超覆影響，不利于油層縱向有效 動用開發(fā)。下步計劃實施下返5 口，恢復ng3油層開發(fā)。再次是開展水平井堵水工藝2 口。針對單二塊ngl砂體 油井單2p14和單2p15水平段出水影響油井開發(fā)效果，計劃 實施水平井堵水工藝。精細油藏管理，強化汽竄井綜合治理 一是開展以楮膠、自擴散、水玻璃、溫敏凝膠等調(diào)剖體系為主的調(diào)剖封竄措施。計劃在汽竄嚴重區(qū)域單83塊及單 56塊實施封竄措施13井次；二是將同注同釆、連注連釆措 施納入日常生產(chǎn)運行中，降低汽竄頻次，強化油井運行節(jié)奏, 提高綜合時率與開發(fā)效果。水平井集中的單2塊，單10館 陶，井網(wǎng)加密的單83塊、單56塊將作為重點實施區(qū)塊。深化儲層認