油田開發(fā)過程中壓力系統(tǒng)調(diào)整的做法及效果分析

1、<p>　　油田開發(fā)過程中壓力系統(tǒng)調(diào)整的做法及效果分析</p><p>　　摘要:油田開發(fā)實(shí)踐證明:油水井套管損壞與系統(tǒng)壓力不平衡有著密切的關(guān)系,當(dāng)區(qū)塊間或區(qū)塊內(nèi)部壓力不均衡時(shí),極易造成套管損壞。所以說調(diào)整區(qū)域間壓力的平衡是目前油田開發(fā)過程中的首要任務(wù),也是保證油田開發(fā)效果的必要途徑之一。 </p><p>　　主題詞:壓力系統(tǒng);調(diào)整;效果 </p><p&g

2、t;　　隨著油田開發(fā)時(shí)間的延長,開發(fā)過程中的各種矛盾日益突出,其中壓力系統(tǒng)不均衡已受到普遍關(guān)注,合理有效的壓力結(jié)構(gòu)調(diào)整不但會(huì)控制套損的發(fā)生,而且會(huì)協(xié)調(diào)注采關(guān)系改善油田開發(fā)效果。在油田開采過程中,有目的地調(diào)整注采關(guān)系,以壓力結(jié)構(gòu)為調(diào)整核心,以控泄為調(diào)整手段,通過完善平面注采系統(tǒng)可以從根本上解決這個(gè)矛盾。 </p><p>　　1、壓力系統(tǒng)不均衡給油田開發(fā)帶來的不良影響 </p><p>　　

3、1.1 壓力系統(tǒng)不均衡是導(dǎo)致套損的直接因素 </p><p>　　油水井套損嚴(yán)重影響著油田開發(fā)效果,從歷年套損井損壞部位來看,主要集中在標(biāo)準(zhǔn)層部位和油層部位。標(biāo)準(zhǔn)層套損的主要原因是區(qū)域間壓力分布不均衡,壓力大幅度突升突降引起成片套損,這種情況易出現(xiàn)在鉆井區(qū)塊和注采系統(tǒng)調(diào)整區(qū)塊。油層部位套損的原因有以下幾點(diǎn):(1)油層砂體發(fā)育的差異或射孔對(duì)應(yīng)率低導(dǎo)致注采關(guān)系不對(duì)應(yīng)形成異常高壓層(2)注水壓力過高、注水強(qiáng)度過大會(huì)使局

4、部區(qū)域內(nèi)形成高壓區(qū)(3)低效井長期不檢泵造成蹩壓使地層壓力得不到釋放從而引發(fā)油層部位套損。 </p><p>　　無論是標(biāo)準(zhǔn)層套損還是油層部位套損,誘因都離不開“壓力”,油田開發(fā)過程中壓力的均衡與否是導(dǎo)致套損的直接因素,也是動(dòng)態(tài)分析中調(diào)整注采結(jié)構(gòu)的主要依據(jù)之一。 </p><p>　　2、壓力系統(tǒng)不均衡的原因 </p><p>　　2.1 由于斷層遮擋造成局部壓力不

5、均衡 </p><p>　　開發(fā)區(qū)塊中由于斷層的存在,使得油層在平面上受到嚴(yán)重切割,注水壓力傳導(dǎo)受阻形成蹩壓, 2003-2004年間我礦出現(xiàn)46口套損井中有19口位于斷層邊部,說明斷層是形成局部區(qū)域高壓的一個(gè)主要因素,也是引發(fā)套損的原因之一。我們應(yīng)該對(duì)靠近斷層的注水井適當(dāng)減水,尤其是周圍采油井均為高沉沒度井,應(yīng)及時(shí)放大生產(chǎn)壓差以防蹩壓。 </p><p>　　2.2 砂體發(fā)育差異造成壓力

6、不均衡 </p><p>　　西過及南西過區(qū)塊薩I、薩II組上部油層發(fā)育狀況較差,以三角洲外前緣不穩(wěn)定席狀砂為主,砂巖主體部分呈破席狀、網(wǎng)格狀、小片狀或條帶狀分布,其間由表外儲(chǔ)層和泥巖相間分布,砂體連續(xù)性差。此外層間分布的薄層砂占31.2%-75.1%、表外占28.2%-69.3%、尖滅點(diǎn)占15.6%-56.6%?？梢娪蛯拥姆蔷|(zhì)性不只存在于不同開發(fā)區(qū)塊之間,同一區(qū)塊各油層組間、同一小層內(nèi)由于平面上尖滅區(qū)、窄小河

7、道、砂體邊部會(huì)也同樣存在著差異性,導(dǎo)致油層橫向連通性差造成油層壓力傳導(dǎo)困難。 </p><p>　　2.3 注采完善結(jié)構(gòu)不同所造成的壓力不均衡 </p><p>　　由于注水井套損、吸水狀況差、擴(kuò)邊井發(fā)育差等矛盾造成注采結(jié)構(gòu)不完善,導(dǎo)致區(qū)塊內(nèi)部存在壓力差異。 </p><p>　　2.4 注水井層間吸水差異導(dǎo)致壓力失衡 </p><p>　　

8、由于各沉積單元砂體物性及發(fā)育的不同,導(dǎo)致層間吸水狀況存在較大差異從而引起壓力不均衡。不同油層組間小層動(dòng)用程度不同,不同厚度砂體小層動(dòng)用狀況不同。 </p><p>　　2.5 層系間壓力差異大導(dǎo)致層間壓力不均衡 </p><p>　　薩中開發(fā)區(qū)目前有水聚兩種驅(qū)油方式,多套井網(wǎng)并存:基礎(chǔ)井網(wǎng)、一次調(diào)整井網(wǎng)、二次加密井網(wǎng)、高臺(tái)子井網(wǎng)。聚驅(qū)地層壓力偏高,在原始地層壓力附近,而水驅(qū)總壓差則一直保持

9、在-1.5Mpa左右,地層壓力明顯低于葡I組油層;高臺(tái)子地層壓力則在10.60MPa附近, 可見同一區(qū)域內(nèi)由于開采方式和開發(fā)層系的不同,地層壓力相差很大,最高達(dá)到3.21MPa,各套井網(wǎng)之間互相關(guān)聯(lián),互相影響,開采層位相互交叉,則會(huì)導(dǎo)致油層壓力差異較大從而形成壓力不均衡。 </p><p>　　3、壓力結(jié)構(gòu)調(diào)整方案及實(shí)施效果 </p><p>　　在認(rèn)識(shí)了套損與區(qū)域地層壓力有關(guān)的基礎(chǔ)上,我

10、們把壓力結(jié)構(gòu)調(diào)整工作重點(diǎn)放在合理控制鉆降和尋找異常高壓井層、完善注采關(guān)系上。經(jīng)過精心分析,初步制定了調(diào)整原則及方案: </p><p>　　一是鉆井降壓及恢復(fù)過程中,采取滾動(dòng)式鉆井及鉆后分步恢復(fù)注水原則; </p><p>　　二是注采系統(tǒng)綜合調(diào)整,控制注水井的注水壓力低于上覆巖壓;斷層附近高壓井點(diǎn)周圍注水井下調(diào)配注,高沉沒度采油井提液放產(chǎn);對(duì)有注無采、注多采少形成的高壓層進(jìn)行補(bǔ)孔并控制注

11、水;提高低壓區(qū)水井配注方案并對(duì)無法上調(diào)的采油井下調(diào)參數(shù); </p><p>　　三是套損注水井大修或側(cè)斜恢復(fù)注水; </p><p>　　四是對(duì)長期泵況異常井進(jìn)行檢泵。 </p><p><b>　　具體實(shí)施效果: </b></p><p>　　3.1 西過和南西過實(shí)施注采系統(tǒng)調(diào)整 </p><p&g

12、t;　　西區(qū)過渡帶和南一區(qū)西部過渡帶由于地層條件差和套損井影響,存在注采系統(tǒng)不完善、異常高壓井?dāng)?shù)多等矛盾。2003年我礦對(duì)兩過地區(qū)實(shí)施注采系統(tǒng)調(diào)整工作: </p><p>　　一是注水井補(bǔ)鉆3口,油井轉(zhuǎn)注6口,統(tǒng)計(jì)周圍未措施采油井19口,流壓上升了0.08 MPa。 </p><p>　　二是通過注水井治理完善注采關(guān)系以恢復(fù)地層壓力,注水井套損修復(fù)7口、側(cè)斜1口,日恢復(fù)注水462m3,統(tǒng)計(jì)

13、周圍5口定點(diǎn)測壓井,地層壓力上升0.16 MPa。 </p><p>　　三是注水井改造使注入狀況得到改善,壓裂2口、酸化8口,日實(shí)注上升132m3,統(tǒng)計(jì)周圍連通未措施采油井38口,流壓上升0.02 MPa。 </p><p>　　四是通過采油井綜合挖潛達(dá)到增油降水平衡壓力系統(tǒng)目的,補(bǔ)孔4口、壓裂11口、補(bǔ)孔壓裂1口。其中的三口異常高壓井平均地層壓力由11.28 MPa下降到10.09 M

14、Pa。通過對(duì)兩過的綜合調(diào)整使水驅(qū)動(dòng)用狀況得到了改善,地層壓力恢復(fù)較合理。 </p><p>　　3.2 在鉆降控制及恢復(fù)過程中實(shí)施降壓、保壓、控壓相結(jié)合,優(yōu)化鉆降及恢復(fù)注水方案工作。 </p><p>　　2007年我礦在新井產(chǎn)能建設(shè)過程中采取滾動(dòng)式鉆井方式,盡量減少水井重復(fù)鉆關(guān),合理控制鉆降時(shí)間和距離,避免地層壓力變化幅度過大。全區(qū)42口鉆降井,僅有5口重復(fù)鉆關(guān),注水井開井后分階段恢復(fù)注

15、水,地層壓力緩慢回升,對(duì)保護(hù)套管預(yù)防套損起到積極作用。 </p><p>　　3.3 對(duì)長期不檢泵的低增油井進(jìn)行檢泵恢復(fù)生產(chǎn),降低液面使局部區(qū)域內(nèi)高壓得到有效釋放。 </p><p>　　2003年10月到2004年3月對(duì)南西過積壓的16口低增油井進(jìn)行檢泵,檢泵后日恢復(fù)液量109t,日恢復(fù)產(chǎn)油34t,綜合含水下降2.38%,沉沒度下降432m,流壓下降1.07MPa,檢泵后地層壓力得到合理

16、釋放,對(duì)緩解壓力失衡起到了積極作用。 </p><p>　　3.4 對(duì)高壓井區(qū)沉沒度高的采油井通過上調(diào)參、換大泵、壓裂、補(bǔ)孔等措施進(jìn)行泄壓,同時(shí)對(duì)“三高”井周圍的注水井進(jìn)行下調(diào)方案,達(dá)到注采平衡。 </p><p>　　2003-2007年共換大泵92口,壓裂22口,補(bǔ)孔5口,其中有14口是針對(duì)異常高壓井,14口井措施后日增液112t,日增油46,含水下降0.67個(gè)百分點(diǎn),平均沉沒度下降1

17、67m,流壓降低0.18MPa,地層壓力下降0.38MPa。對(duì)注水井測調(diào)4口井,日配注下調(diào)75m3。 </p><p>　　3.5 對(duì)異常低壓井區(qū)加強(qiáng)或恢復(fù)注水,提高地層壓力。 </p><p>　　2003年我礦注水井大修及側(cè)斜開井4口,更新8口,采油井轉(zhuǎn)注6口,增注40口;2004年大修側(cè)斜8口,增注22口。其中有9口井是針對(duì)區(qū)域內(nèi)異常低壓所上措施,統(tǒng)計(jì)周圍連通34口未措施采油井,日增

18、液46t,日增油9t,沉沒度上升86m,地層壓力恢復(fù)0.26MPa。 </p><p>　　3.6 套損率逐年遞減,套損井?dāng)?shù)得到控制。 </p><p>　　通過近幾年的綜合治理及壓力系統(tǒng)的合理調(diào)整,我礦套損井?dāng)?shù)明顯減少,套損率逐年降低,由高峰期的年套損82口井下降到2004年的18口井,套損率由8.79%下降到1.34%,下降了7.45個(gè)百分點(diǎn),平均年遞減率1.06%。 </p&g

19、t;<p><b>　　4、幾點(diǎn)認(rèn)識(shí) </b></p><p>　　1、開發(fā)過程中壓力系統(tǒng)的合理調(diào)整,對(duì)保護(hù)油層套管極為有利,套損井可得到有效控制。 </p><p>　　2、壓力系統(tǒng)的調(diào)整是關(guān)系到油田開發(fā)效果好壞的重要因素。 </p><p>　　3、地層壓力的高低與地質(zhì)構(gòu)造、油層發(fā)育、注采關(guān)系、開發(fā)方式等因素都有直接關(guān)系,根據(jù)