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流水无形采油有道纳美

发布时间:2019-09-12 16:14:33 阅读: 来源:足球厂家

流水无形 采油有道

安塞油田是全国第一个亿吨级的整装低渗油田,靖安油田亦然,此后的西峰、姬塬等油田同样探明储量巨大,而低渗、低压、低产的特点没变。整个鄂尔多斯盆地三叠系似乎是一个巨大的石油宝库。但打开这座宝库,长庆人付出了极其艰辛的努力,最终获得了丰厚的回报。    定向井小水量分层注水工艺及配套技术就是在这种情况下诞生的一项关键技术。通过这一技术的实施,达到了改善储层吸水剖面、提高水驱储量动用程度、延长分层注水工艺有效期、提高对应油井产量的目的。   水驱中的无奈   在对低渗、低压、低产的三叠系油藏进行重认识的过程中,长庆人发现,在大面积低渗透的背景下,存在相对高渗的区块和层系,这无疑是件好事。油田开发初期,这些高渗的区块或层系被亲切地称为“甜点”。通过对这些“甜点”的开发,可以迅速提高原油产量,但好事在一定条件下又会转化为坏事,正是这种相对高渗区的存在,对提高水驱动用程度并最终提高油藏的采收率构成了威胁。   随着油田开发时间延长及新区块的开发,尤其是三叠系“三低”储层的大规模开发,油层纵向上非均质性矛盾日益突出,合层注水导致注入水沿高渗层突进,低渗层不能有效吸水,层间矛盾突出。也就是说,以驱油为目的注入的水,沿着高渗层自由流动,而低渗层不能受水,从而使得注水开发水驱储量动用程度低。在这种情况下,如何提高低压、低渗油田整体采收率和开发水平,是摆在长庆人面前的一个重大难题。   在探索的道路上,长庆人也走过弯路。长庆油田地质储层特征以及开发模式决定了分层注水工艺技术必须满足“小水量”、“定向井”的技术要求。但2003年以前,长庆人在油田开发中注水采用的偏心配水分层注水工艺在定向井中存在的分层注水有效期短、投捞成功率低,油套分层注水工艺存在的不能测上层吸水剖面,不能反洗井等问题。而定向井数在长庆油田的开发井中所点的比例高达80%%以上,如何有效地解决上述矛盾,适应油田精细化注水要求,需要科研工作者集思广益。   为此,一场针对“低渗透”储层、“定向井”开发、“小水量”注水的科研攻关在长庆展开。在现场试验改进完善的基础上形成了配套主体技术,配合地质方案要求推广应用,达到改善储层吸水剖面、提高水驱储量动用程度、延长分层注水工艺有效期、提高对应油井产量的目的。   分层小注成大道   针对长庆油田在用的偏心配水分注工艺在定向井中存在的分注有效期短、投捞成功率低,油套分注工艺存在的不能测上层吸水剖面不能反洗井等问题,首先是通过对长庆油田分层注水技术的系统研究,优选出了空心分注及以Y342封隔器为支撑的偏心分注两种分注工艺。在试验研究的基础上,把空心分注和偏心分注形成配套工艺技术,对比了同心集成式分层注水工艺、空心分层注水工艺和Y342偏心分层注水工艺,通过现场试验、室内评价研究,优选出空心分注及偏心(Y342封隔器)分注两种分注工艺。   其次,是对两种分注工艺进行了系统配套研究,完成了配套工具、测试调配工具的改进与完善。通过对两种分注工艺的配套工具设计、强度要求、性能试验研究及工艺管柱优化,配套形成了适应长庆油田分注特点的分注工艺。对应用的分注工艺在其适应性、配套投捞测试及密封性能等方面进行改进与完善,适应井斜由国内250增加到长庆油田井斜450的定向井分层注水工艺及配套技术。   通过对工艺的试验评价、改进完善研究,形成了具有长庆油田特色的定向井小水量分层注水主体配套技术。在2004年和2005年针对部分注水区块层间矛盾突出、注水井吸水剖面不均匀,部分层位未得到有效动用、水驱储量动用程度低等问题大面积推广应用空心分注工艺和Y342偏心分注工艺,结果测试调配成功率80%%以上,分层配注合格率80%%,分注有效期达到360天以上。至此,适合长庆低渗透油藏开发的“定向井小水量分层注水主体配套技术”获得初步成功。   截至2005年12月30日,推广应用的空心分注井,剖43-11井分注有效期已达1090天以上。在推广应用偏心分注井中,盘40-56井分注有效期已达941天以上。分注井平均有效期由2003年的337天上升到2005年的469天,2006年以来又有所上升。   自然递减降下来   定向井小水量分层注水工艺及配套技术自开发成功以来,在油田得到大规模推广,应用238口井,科技成果转化率100%%,实现了技术产业化。分层配注合格率达到82%%,很大程度上缓解了储层剖面矛盾,提高了水驱储量动用程度,对应油井产量提高。   注水调配成功率大为提高,一次测试投捞成功率由2003年的65.8%上升到2005年的94.4%。同时,分层配注水合格率由2003年的71.3%上升到2005年的82%。更重要的是,分注区块水驱储量动用程度也明显提高,而自然递减却明显降低。杏北区块实施分注后,水驱储量动用程度由76.53%增加到91.56%、地层压力由2004年的8.61MPa上升至2005年的10.01MPa,区块的自然递减率由2004年的7.67%下降为2005年的2.24%。   2005年采油二厂在老区7个区块实施分注20口井,实施后2个重点区块水驱储量动用程度由2004年的79.2%%提高到88.0%%,总体上7个区块的地层压力由去年的13.65MPa上升到目前的13.77%%。自然递减率由去年的12.4%%下降到4.5%%。2004年在塞39井区实施空心分注后,水驱储量动用程度51.1%%增加到53.8%%,地层压力由7.5上升7.8MPa、保持水平由88.7%%上升到91.8%%,自然递减率由6.3%%下降到4.6%%大路沟二区在2004、2005年实施分注后,水驱储量动用程度由65.1%%增加到66.7%%,地层压力由10.7MPa上升到10.9MPa,保持水平由102.8%%上升到104.8%%,自然递减率由10.99%%下降到8.7%%。对应油井产量提高2004年—2005年推广应用层注水工艺238口井,对应见效油井421口,累计增油4.1万余吨。   一项创新终于解放了大批储量,遏制了自然递减,使低渗透油田实现了稳产,再次验证了“科技是第一生产力”的英明论断。

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