X油田邊水治理途徑探討

2012-11-09 00:59:15范瑞東大慶榆樹林油田開發有限責任公司黑龍江大慶163113

長江大學學報(自科版) 2012年4期

范瑞東 (大慶榆樹林油田開發有限責任公司,黑龍江大慶 163113)

X油田邊水治理途徑探討

范瑞東 (大慶榆樹林油田開發有限責任公司,黑龍江大慶 163113)

X油田南塊外擴井處于油水過渡帶，由于初期對邊水認識不足，能量充足的邊水推進導致含水上升，綜合含水由初期的33.8%上升到51.0%，日產油由33.4t下降到17.4t。在驗證邊水存在的基礎上，計算了邊水水體規模及水侵系數等參數，針對邊水對油田開發的影響，提出了合理控制油井的生產壓差、關閉水線見水油井、卡堵見水層和加強內部注水等措施，采取上述施后取得了增油降水的效果。

邊水; 水侵系數; 彈性產率; 生產壓差

X油田位于大慶油田長垣西側鼻狀構造，主要儲集層為薩爾圖油層和葡萄花油層，油層薄且不穩定，油層滲透率低，平均空氣滲透率148×10-3μm2，平均孔隙度19.0%。1993年在X油田南塊首次進行首次外擴鉆井，13口外擴井中邊部的8口井初期平均日產油5.6t/d，綜合含水22.0%，外擴效果較好。2002年為保持油田穩產，在外擴布井可行性研究的基礎上，再次外擴鉆井9口。由于外擴井區薩爾圖油層發育變差，鉆遇率低，且以油水同層、水層居多，含油性變差。初期平均單井日產油3.0t，綜合含水38.7%。但在新井投產15個月后，由于邊水能量充足，區塊內部能量補給不足，導致邊水推進含水上升，開發效果變差。目前外擴8口井日產油17.4t，綜合含水51.0%，油田穩產形勢不容樂觀。為此，筆者對X油田邊水治理途徑進行了探討，以期為油田穩產提供參考。

1 利用油藏工程理論驗證邊水的存在

根據油藏物質平衡理論可知，無氣頂有邊水作用油藏水侵量表達式為[1]：

We=BoNp/ρo-BoiNCtΔP/ρo

(1)

式中,Bo、Boi分別原始壓力和特定壓力下原油的體積系數；ρo為原油密度，t/m3；We為水侵量，104m3；N為地質儲量，104t；Ct為綜合壓縮系數，MPa-1； ΔP為地層壓降，MPa；Np為累積產油，104t。

由式(1)可知，假如油藏無邊水和氣頂作用，依靠油藏巖石及內部流體彈性能量驅動，We=0，則式(1)變為BoNp/ρo=BoiNCtΔP/ρo，即：

Np/ΔP=BoiNCt/Bo

(2)

圖1 X油田南塊彈性產率曲線

設A=BoiNCt/Bo，則式(2)變為：

Np=AΔP

(3)

式(3)式說明，無邊水及氣頂作用油藏的彈性產率曲線應為直線，否則應為向橫軸偏轉的曲線。

經計算并繪制X油田南塊彈性產率曲線圖如圖1所示。從圖1可以看出，實際彈性產率曲線明顯向橫軸偏移。結合油氣水分布特征分析，說明區塊受邊水作用較明顯。

根據赫斯特和范·愛弗丁琴非穩態水侵量計算公式[2]：

We=B∑ΔPDQ(tD)

(4)

式中，We為發生階段壓力降下的水侵量，m3；B為水侵系數，m3/(mon·MPa)；ΔP為階段壓力降，MPa；Q(tD)為無因次水侵量；tD為無因次時間。

由上述公式計算得到X油田南塊葡萄花層水油體積比為66，累計水侵量為16292m3，水侵系數為550m3/(mon·MPa)。與大慶油田長垣西部受邊水影響較大的新店油田和齊家油田相比(新店油田邊水水侵系數為359m3/(mon·MPa)，齊家油田邊水水侵系數為324m3/(mon·MPa)，X油田水侵對油田開發的影響更大。

2 治理對策及效果

2.1合理控制生產壓差，抑制水線推進速度

油藏開采供采平衡時，油層合理采液速度等于邊水侵入速度，其對應的生產壓差即為油藏合理壓差[3]。由于初期對邊水認識不足，為提高機采井工作狀況圖中沉沒度的合理率指標，2003年12月通過調整參數，將采油井X40-18井理論排量由9.3t/d提高到17.4t/d，含水由2003年12月的26.4%上升到78.2%。含水上升前后，氯離子值從1081mg/L上升到1259mg/L；從產出剖面看，SⅡ12、SⅢ7和PⅠ32等層產水百分數明顯增加。該井不受注水井影響，分析認為含水上升是能量充足的邊水推進造成的。而含水未上升的4口井(X42-斜20、X48-斜26、X44-斜24、X42-斜22)都采取了調沖程、調沖次和換泵等控制生產壓差的措施，平均理論排量由投產初期的24.6t/d穩定在25.2t/d。除X44-斜24井外，其余3口井平均理論排量由19.7t/d下降到16.1t/d，平均日產液由6.2t下降到4.8t，降低了生產壓差，抑制了邊水的推進速度。

2.2關閉水線見水井，合理利用邊水能量

外擴井接近油水邊緣，邊水能量充足，油井見水后，含水上升快，產量下降明顯。在油井見水后，關閉水線上的油井，將產量向內部轉移，不僅可以保持內部井的開發效果，還可延長油層的穩產期。X40-18井見到邊水后，2004年8月對該井實施了高含水關井。關井后，周圍3口油井綜合含水由85.0%下降到80.0%，其中因受邊水推進影響的X40-21井的含水由67.0%上升到76.2%，X40-18關井后X40-18井的含水穩定在72.4%。可見，在水線上及時關閉見水井，避免了大量排液引起的能量過多消耗，可以合理地利用邊水能量。

2.3對見水層位卡堵，控制邊水推進

油井見邊水后，及時對見水層位進行卡堵，可以防止隨采出程度增加水線繼續推進。在X42-斜22井開采PⅠ32層，砂巖厚度1.8m，有效厚度1.6m。投產初期含水100%，分析該層為水層。堵水PI32層，補孔13個小層，砂巖厚度17.7m，有效厚度1.7m。采取堵水措施后，該井日產液由3.5t上升到 6.0t，日產油由0.1t上升到2.4t，含水由95.8%下降到60.8%。目前該井日產液6.0t，日產油3.2t，含水46.9%，累計增油1374t，且仍在有效期內。

另外，為控制邊水推進，對X38-18井進行轉注，通過加強內部注水補充地層能量，從而完善注采關系，減緩邊水推進速度。