YD油田长停井措施潜力评价及对策

2022-09-12

引言

YD油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带东部带, 面积约为140km2, 地质储量6872.55×104t, 区域构造为一西倾大单斜, 主要含油层系为三叠系延长组长6, 发育受北东—南西物源方向控制的三角洲前缘沉积, 储层致密 (平均孔隙度8.5%, 平均渗透率0.76m D) , 为典型的低孔、特低渗透、低压、非均质、弹性溶解气驱动岩性油藏。YD油田自1985年至今的近30年的开发主要采用衰竭式开发方式, 累积产油461.9×104t, 地质储量采出程度为6.7%, 技术可采储量941.54×104t, 可采储量采出程度高达49.1%, 剩余油可采储量仅为479.64×104t。随着油田开发的逐步深入, 原油产量持续下滑, 产量递减快, 采油速度低, 油藏普遍具有的“三低一非”等特点, 造成油田开发难度进一步增大, 油田挖潜和开发形势十分严峻。

目前YD油田有油井5370口, 由于各类原因长期停产油井305口, 占总井数5.7%, 并有逐年上升的趋势, 停产井的大量产生, 造成了自然递减居高不下, 注采对应关系被破坏, 致使平面上注采井网二次不完善, 地层压降逐年加大, 储量控制程度变差, 水驱储量、可采储量损失较大, 削弱了老油田稳产基础。同时也造成大量闲置资产和浪费, 给油田稳产带来很大困难。如果不及时停产停注井进行治理, 遏制其上升势头, 对油田开发的制约是不可估量的, 浪费损失也是巨大的。因此, 恢复停产, 对于完善注采井网、恢复水驱储量、盘活闲置资产、加强稳产基础建设具有十分重要的意义。

一、长停井区域分布及类型

为明确YD油田长停井主要分布区域和类型, 统计分析油区各类井5370口, 得到长停井分布的主要特点 (表1) 。

从上表可以看出, YD油田主要停产原因是低能低效、油层堵塞、和高含水井停产, 且大部分都分布在一类潜力区, 因此, 恢复停产油井对油田开发的意义是重大的。

二、长停井潜力分析

从宏观上分析了长停井分布区域的剩余油分布情况, 从上面的分析可知长停井分布的区域储量基础较好。为了实现治理单井、提高单井效益还有必要对单井的潜力进行分析, 以判断治理措施是否能产生经济效益。通过每口油井的采出程度来判断其潜力, 结果如表2。

从上表中可以看出, 分布在一类潜力区和二类潜力区的长停井的采出程度很低, 地下还有大量的剩余油, 挖潜的潜力还很大。这说明治理长停井是非常有必要的。

三、长停井原因分析及相关对策

裂缝对停井的影响及相关对策

1. 裂缝对长停井的影响:

(1) 含水上升快, 水窜严重; (2) 油水井套管变形, 严重影响油田的正常生产; (3) 注水波及不均匀, 水驱动用程度低。

2. 对策

(1) 调剖堵水措施; (2) 注采井网调整; (4) 注水井封窜, 堵住水窜通道; (5) 油井射孔时避开高含水层及水淹层, 对注水井要射开与油井连通的层; (6) 在水窜套变较严重区采用重打一套井网, 代替已套变老井, 改善开发效果。

低能低效井原因分析及相关对策

1.低能低效原因分析

YD油田为特低渗透储层, 多数井区渗透率小于1×10-3μm2。由于油层致密, 储层物性差, 低效注水井所占比例较大, 直接影响了周围油井的生产。统计表明, 日注水量不能满足地下开发需求的注水井占总井数的23.7%, 而且逐年增加。对于低渗透-特低渗透油田开发来说, 这是非常严重的问题。吸水能力下降原因分析: (1) 井网不适应的影响; (2) 储层敏感性的影响; (3) 原油组分变化的影响; (4) 地层水结垢的影响。

2.对策

由于储层伤害具有一定的累积效果, 可以应用室内实验数据及现场实际进行规律分析, 从而有效指导单井的解堵增注工作。根据对YD油田低能低效井认识, 可以寻找出相关的技术, 主要应用以下技术和措施: (1) 采用复合解堵技术; (2) 缓速技术; (3) 强穿透技术; (4) 强力螯合技术; (5) 保护技术。

低渗透储层的孔喉半径小、连通性差、黏土含量高、敏感性强、原油物性差, 容易产生储层伤害, 这是低渗透油田低效低能井形成的主要原因。在注入水质没有得到改善的条件下, 低渗透油田低效注水井通过治理后, 还会存在二次污染的可能性, 即污染存在一定的周期性。因此低渗透油田要开展周期性的解堵工作。

四、矿场施工及效果分析

选取3口注水井展开调驱, 对应恢复因爆性水淹、水窜造成的停井的生产。因地层供液不足, 单井日产无经济价值而停的井, 选择17口井, 开展高能气体解堵增油技术, 在老层解堵并能够造微裂缝, 增加近井地带泄油面积, 恢复油井产能。选择5口井, 开展木质素解堵作业。

1. 调驱施工及效果分析

经过调驱施工后, 5口注水井均已恢复正常注水, 单井日注入量为6—8m3, 注入压力恢复到8—9MPa, 大水油井除直河364-6井外, 含水率均已降低至90%以下, 所有油井全部恢复正常生产。井区日增油量为2.52t, 增油率为90%, 油井平均含水率已降至71.7%, 下降17.9%, 注采比达到2:1, 使地层能量不断得到补充和恢复。

2. 高能气体压裂施工及效果分析

自实施高能气体压裂以后, 这17口油井的生产状况得到明显改善。一方面, 17口油井的平均累计日产量由0.38t/d上升至3.33t/d, 增油率776%, 近井地带压降大幅降低。另一方面, 这17口油井的产水量几乎没有变化, 这说明解堵过程没有形成高渗带, 油井的综合含水率由之前的85.9%降至41%, 下降了44个百分点。经过高能气体压裂解堵后总体增油的效果非常明显, 已达到了非常好的经济效果。

3. 木质素复合解堵施工及效果分析

5口油井经过木质素复合解堵施工后原油累计日产量由0.16t/d增加至1.37t/d, 日增油量1.21t/d, 增油率为756%, 单井平均产油量增加0.242t/d。截止2013年11月22日, 油井共受效185天, 这5口井累计增油223t, 按照八个月的标准计算可累积增油290。且解堵后产水量基本维持不变, 这是普通常规解堵技术所不能达到的, 生产井综合含水率降低了49个百分点, 目前含水率为24.7%。通过数据分析可知措施后的效果非常明显, 说明木质素复合解堵是非常适合延长低渗油藏由于注入水质变化及原油物性改变所导致堵塞的井解堵增油的。

结论

通过调驱、高能气体压裂、木质素复合解堵三大对策技术治理YD油田长期停产井取得了明显的成果, 对油田治理长期停产井指出了一条新的思路。这对于油田意义重大。首先在开发上面完善了注采井网, 提高了单井的产量, 地层压降逐年恢复, 储量控制程度增加, 水驱储量、可采储量增加, 可以减缓原油产量递减的势头为老油田的稳产打下了基础, 另一方面, 提高了资产和资源的利用率, 将闲置的油井及装置重新利用, 地下的资源重新得到开采, 经济效益和社会效益明显好转。

摘要：YD油田长6油藏具有的“三低一非”的特点, 随着近30年的深入开发, 可采储量采出程度已高达49.1%, 部分生产井由于各种原因停产, 通过分析姚店油田油井长停井区域, 分析停产原因, 根据停产原因 (高含水及水淹、套损、井底落物、低效井、油层堵塞) , 结合油层地质状况选择合适技术对策。选取了剩余油潜力大的区域恢复。选取3口注水井展开调驱, 对应恢复因爆性水淹、水串造成的停井的生产。因地层供液不足, 单井日产无经济价值而停的井, 选择17口井, 开展高能气体解堵增油技术, 在老层解堵并能够造微裂缝, 增加近井地带泄油面积, 恢复油井产能。选择5口井, 开展木质素解堵作业。矿场试验结果增油效果明显, 对策技术很好的满足了治理长停井的要求。从而指明了油区挖潜的主要方向, 为油区可持续发展和进一步稳产提供可靠的重要保障和技术基础。

关键词：YD油田,长停井,调驱,高能气体解堵,木质素复合解堵