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文檔簡介

1、薩中開發(fā)區(qū)近幾年措施效果分析摘要:通過統(tǒng)計不同井網(wǎng)類型,不同含水級別的各項措施效果,找出2006年至2009年各項措施的有效期以及措施井數(shù)、增油量等規(guī)律,為今后開發(fā)規(guī)劃的制定提供依據(jù)。關(guān)鍵詞:措施 效果 壓裂 換泵 有效期 引言:薩中開發(fā)區(qū)投產(chǎn)至今已經(jīng)50年,全區(qū)綜合含水達到92.7%,已進入特高含水期開采階段,油田開發(fā)調(diào)整難度大,措施效果逐年變差。本文通過分類統(tǒng)計歷年措施井增油效果及有效期,分析不同含水階段、不同井網(wǎng)措施效果變化規(guī)律,為薩中開發(fā)區(qū)下一步措施調(diào)整及選井原則,減緩油田遞減,控制含水上升提供可借鑒依據(jù),并為今后制定開發(fā)規(guī)劃做出指導。1、2006年-2009年措施效果統(tǒng)計1.1 措施

2、有效期的確定本文統(tǒng)計的措施效果有效期是從措施后第一個月開始,直到連續(xù)兩個月不增油為止,既假設(shè)沒有措施情況下,油量按正常遞減率遞減,當措施后油量連續(xù)兩個月低于未措施油量后,認定有效期結(jié)束。1.2 措施有效期統(tǒng)計以薩中開發(fā)區(qū)水驅(qū)壓裂措施為例,從以下曲線可以看出,從2006年到2009年,壓裂措施的有效期從24個月減少到10個月。1.3 2006年-2009年各種措施效果對比從統(tǒng)計結(jié)果看,2006年-2009年間壓裂和換泵的有效期呈逐年減短趨勢,單井增油量也是逐年遞減。其中壓裂措施單井日增油由2006年的4.5噸遞減到2009年的32006年-2009年水驅(qū)壓裂效果對比表層系措施年份井數(shù)(口)措施前

3、日產(chǎn)液(t)措施前日產(chǎn)油(t)單井日增油(t)有效期(月)水驅(qū)壓裂20063315612.8694.14.524 水驅(qū)壓裂20072053684.24474.223 水驅(qū)壓裂20081462568.2301.74.0 16 水驅(qū)壓裂20091221654.7188.13.810 2006年-2009年水驅(qū)換泵效果對比表層系措施年份井數(shù)(口)措施前日產(chǎn)液(t)措施前日產(chǎn)油(t)單井日增油(t)有效期(月)水驅(qū)換泵200631615053.21305.23.5 15 水驅(qū)換泵20071315035.24122.9 14 水驅(qū)換泵20081654641.2388.62.2 12 水驅(qū)換泵200912

4、43790.9264.21.8 8 從分層系統(tǒng)計結(jié)果看,70%以上的措施井集中在二次加密井網(wǎng)和高臺子油層,而且這兩套井網(wǎng)的措施效果較好。其中二次調(diào)整井壓裂措施單井日增油一直保持在3噸以上,高臺子油層的壓裂和換泵措施日增油也下降的不多。從措施井數(shù)來看,各套井網(wǎng)的措施井數(shù)都呈逐年減少趨勢,說明隨著開發(fā)時間延長,可作為措施潛力的井越來越少。2006年-2009年水驅(qū)分層系措施效果對比表層系措施年份井數(shù)(口)措施前日產(chǎn)液(t)措施前日產(chǎn)油(t)單井日增油(t)有效期(月)基礎(chǔ)井網(wǎng)壓裂2006814621.43.1 18 2007497.1102.6 24 20087132.711.32.1 16 20

5、099159.218.51.6 10 換泵2006413228.8199.54.2 16 200715109870.74.7 11 200818655442.0 13 2009161213.460.22.3 9 一次調(diào)整井壓裂200648887.2105.13.0 26 200729621.359.82.8 28 20082143647.62.6 16 2009974.913.64.2 9 換泵2006482237.31652.1 16 200719582.637.13.1 17 200823684.853.81.4 12 200923819.5611.9 8 二次調(diào)整井壓裂200613722

6、91.9319.93.6 23 20071011506.1201.43.4 21 200850909.1106.63.1 16 200966822.790.13.5 8 換泵20061084957.6487.83.8 17 2007501895.9173.92.6 14 2008521536.2134.63.0 13 200940878.967.41.7 7 三次調(diào)整井壓裂200647485.854.63.2 26 200721397.149.91.7 18 200818165.320.92.3 14 200911155.9202.5 13 換泵2006331158.7110.93.2 15

7、200723503.946.32.6 14 20084268651.61.6 12 200917215.918.11.2 8 高臺子井網(wǎng)壓裂2006911801.9193.13.3 25 2007501062.6125.92.9 23 200850925.1115.32.3 15 20092744245.92.6 8 換泵2006863470.83423.6 12 200724954.8842.6 15 2008301079.2104.62.0 10 200928663.257.52.0 7 從不同含水級別來看,含水小于90%階段,措施初增油都保持在3噸以上,而含水大于90%以后,措施效果變差

8、,初增油降為2噸左右,說明含水越高,雖然對措施有效期影響不大,但是措施效果越來越差。2006年-2009年水驅(qū)不同含水級別系措施效果對比表含水級別措施年份井數(shù)(口)措施前日產(chǎn)液(t)措施前日產(chǎn)油(t)單井日增油(t)有效期(月)小于80%壓裂200682815.9210.34.125200756532.71354.323200836388.382.43.817200929238.647.13.67換泵200618634.7154.53.213200715306.359.45.010200813200.845.74.052009631.511.61.8680%-85%壓裂2006601155.3

9、171.53.725200739628.4993.120200821265.837.43.02120093937051.83.19換泵200623830127.73.913200713127.8203.116200812231.242.91.652009863.112.53.0985%-90%壓裂20061012036.2238.43.6262007641245.7143.22.726200850931.51092.914200934392.445.13.29換泵2006713253.1382.42.914200725892.696.22.912200829615.673.33.0132009

10、29445.549.52.2790%-92%壓裂2006481130.7115.82.726200730668.255.92.521200829556.148.72.215200922222.721.52.79換泵2006763729.7337.63.118200728679.162.32.216200829740.264.82.213200930469.741.11.89大于92%壓裂2006881850.9144.82.9242007471143922.72220083363045.41.815200932570.429.82.09換泵20061649220.8574.23.8162007

11、683288.8195.72.71720081063164.8195.91.9132009873074.5162.61.69從重復壓裂井和壓裂厚度來看,重復壓裂的井數(shù)比例和厚度比例逐年加大,截至到2009年,薩中開發(fā)區(qū)水驅(qū)的重復壓裂井比例達到87.2%,重復壓裂厚度比例達到74.8%。2006年-2009年水驅(qū)壓裂狀況統(tǒng)計表年份壓裂情況井數(shù)(口)重復比例(%)壓裂厚度(m)重復比例(%)200633154.613.7 43.7200720558.114.6 48.5200814663.314.0 57.7200912287.213.2 74.82、原因分析從以上統(tǒng)計結(jié)果可以看出,隨著油田含水的

12、不斷升高,剩余油分布越來越復雜,措施井、層條件逐漸變差,重復措施井數(shù)比例和厚度比例逐年加大,措施效果逐年變差。分析其原因,主要有以下幾點:(1)措施井的措施前含水逐年升高,使得措施初增油量下降;2006年-2009年水驅(qū)措施井含水統(tǒng)計表措施年份井數(shù)(口)措施前日產(chǎn)油(t)措施前日產(chǎn)液(t)措施前含水(%)壓裂20063315612.8694.187.63 20072053684.244787.87 20081462568.2301.788.25 20091221654.7188.188.63 換泵200631615053.21305.291.33 20071315035.241291.82 20081654641.2388.691.63 20091

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