渤海稠油油田高含水期低产低效井综合治理技术

张俊廷 王公昌 王立垒 邓景夫 陈存良 张国浩

张俊廷,王公昌,王立垒,邓景夫,陈存良,张国浩. 渤海稠油油田高含水期低产低效井综合治理技术[J]. 石油钻采工艺,2021,43(5):687-692 doi:  10.13639/j.odpt.2021.05.020
引用本文: 张俊廷,王公昌,王立垒,邓景夫,陈存良,张国浩. 渤海稠油油田高含水期低产低效井综合治理技术[J]. 石油钻采工艺,2021,43(5):687-692 doi:  10.13639/j.odpt.2021.05.020
ZHANG Junting, WANG Gongchang, WANG Lilei, DENG Jingfu, CHEN Cunliang, ZHANG Guohao. Comprehensive treatment technologies for the stripped and deficient wells of Bohai heavy oil field in high water cut stage[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(5): 687-692 doi:  10.13639/j.odpt.2021.05.020
Citation: ZHANG Junting, WANG Gongchang, WANG Lilei, DENG Jingfu, CHEN Cunliang, ZHANG Guohao. Comprehensive treatment technologies for the stripped and deficient wells of Bohai heavy oil field in high water cut stage[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(5): 687-692 doi:  10.13639/j.odpt.2021.05.020

渤海稠油油田高含水期低产低效井综合治理技术

doi: 10.13639/j.odpt.2021.05.020
基金项目: 国家科技重大专项“渤海油田加密调整及提高采收率油藏工程技术示范”(编号:2016ZX05058001)
详细信息
    作者简介:

    张俊廷(1987-),2013年毕业于东北石油大学油气田开发工程专业,硕士,从事海上油田水驱开发、稠油热采、油藏方案数值模拟研究等工作。通讯地址:(300452)天津市滨海新区海川路2121号渤海石油管理局大厦B座。电话:022-66500866。E-mail:zhangjt26@cnooc.com.cn

  • 中图分类号: TE357

Comprehensive treatment technologies for the stripped and deficient wells of Bohai heavy oil field in high water cut stage

图(4)
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出版历程
  • 修回日期:  2021-07-20
  • 网络出版日期:  2022-04-24
  • 刊出日期:  2021-04-04

渤海稠油油田高含水期低产低效井综合治理技术

doi: 10.13639/j.odpt.2021.05.020
    基金项目:  国家科技重大专项“渤海油田加密调整及提高采收率油藏工程技术示范”(编号:2016ZX05058001)
    作者简介:

    张俊廷(1987-),2013年毕业于东北石油大学油气田开发工程专业,硕士,从事海上油田水驱开发、稠油热采、油藏方案数值模拟研究等工作。通讯地址:(300452)天津市滨海新区海川路2121号渤海石油管理局大厦B座。电话:022-66500866。E-mail:zhangjt26@cnooc.com.cn

  • 中图分类号: TE357

摘要: S油田是渤海典型的水驱开发稠油油田,目前油田已经进入高采出程度、高含水率的“双高”阶段,随着油田含水上升,油田低产低效井逐年增多,严重影响油田开发效果。针对S油田地质特征和开发特征,对低产低效井成因进行分析,从剩余油、砂体发育、储层非均质性、注采关系、钻完井污染及井筒完整性等方面开展研究,并对低产低效井进行分类,针对不同类型低产低效井开展治理对策研究,制定了“平面分区、纵向分层、分类研究、治理与挖潜调整同步”的治理策略,最大限度发挥油田潜力和提高经济效益。近3年通过对S油田低产低效井治理技术的研究和应用,形成了高含水砂体挖潜、薄层挖潜、高含水期水平井产能评价、注采井网调控、潜力储量评价等技术,成功指导了渤海S油田51口低产低效井的治理研究,新增探明储量300×104 m3。2017—2019年已治理33口低产低效井,2019年7月实现日增油近1200 m3,预测到开发期末累增油近240×104 m3,提高采收率近1%,低产低效井治理效果显著。该低产低效井综合治理技术的研究和应用,对海上稠油油田高含水期低产低效井治理具有一定的指导和借鉴意义。

English Abstract

张俊廷,王公昌,王立垒,邓景夫,陈存良,张国浩. 渤海稠油油田高含水期低产低效井综合治理技术[J]. 石油钻采工艺,2021,43(5):687-692 doi:  10.13639/j.odpt.2021.05.020
引用本文: 张俊廷,王公昌,王立垒,邓景夫,陈存良,张国浩. 渤海稠油油田高含水期低产低效井综合治理技术[J]. 石油钻采工艺,2021,43(5):687-692 doi:  10.13639/j.odpt.2021.05.020
ZHANG Junting, WANG Gongchang, WANG Lilei, DENG Jingfu, CHEN Cunliang, ZHANG Guohao. Comprehensive treatment technologies for the stripped and deficient wells of Bohai heavy oil field in high water cut stage[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(5): 687-692 doi:  10.13639/j.odpt.2021.05.020
Citation: ZHANG Junting, WANG Gongchang, WANG Lilei, DENG Jingfu, CHEN Cunliang, ZHANG Guohao. Comprehensive treatment technologies for the stripped and deficient wells of Bohai heavy oil field in high water cut stage[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(5): 687-692 doi:  10.13639/j.odpt.2021.05.020
  • 渤海S油田是典型的水驱开发稠油油田,该油田于1993年投产,至今开发已经近30年,油田从投产至今先后经历了一次加密调整、聚驱、调剖、注采结构调整等措施[1-5],取得了较好的开发效果,采出程度已达28.0%。经过多年的开发,目前油田含水已达85%,油田进入“双高”开发阶段,油田近几年也出现低产低效井增多问题,影响了油田的开发效果。针对低产低效井治理及对策,国内学者进行了大量研究,对低产低效井的成因进行了系统分析,主要受地质因素、油藏因素、工艺因素、钻完井因素和井下配套装备等多方面的影响,导致了油井低产和低效,对于不同类型的低产低效井可采取相应的治理技术:精细地质油藏认识开展注采调整、优化电泵举升参数提高泵效、油井重新防砂、微生物吞吐、侧钻等技术[6-7],均取得了较好的治理效果,同时邓建明、马英文等在现有治理技术研究基础上,对低产低效井治理体系发展进行了展望,提出了复杂储层精细开发、平台空间资源利用、数字化油田建设等发展方向和应用前景[8-9]。本文以渤海S油田为例,针对渤海S油田的地质特征和开发特征,对S油田低产低效井成因进行系统分析,并实施分类治理,通过低产低效井侧钻、注采井网调控、潜力储量评价等技术研究,实现了低产低效井的治理和调整挖潜目的,改善了渤海S油田开发效果,并形成了海上低产低效井治理关键技术,为渤海类似油田低产低效井的治理研究提供一定指导和借鉴。

    • 目前针对渤海油田低产低效油井的界定主要采用两种方法:一是单井日产油量低于10 m3视为低产低效井,二是单井采油强度在整个油气田后10%的井和单井月产水量在整个油田后10%的井[10]。对于注水井而言,单井长期达不到配注量的井视为低效注水井。低产低效井的成因受多种因素影响,本文针对S油田50多口低产低效井进行系统梳理分析,总结出渤海S油田低产低效井成因主要可分为地质油藏因素、钻完井因素和井下配套工艺因素等方面。

    • 储层非均质性主要分为平面非均质性、纵向非均质性,其中纵向非均质性细分为层间非均质性和层内非均质性。在油田开发初期,储层非均质性表现不强,油田开发受到影响相对较小,随着开发时间延长,油田含水不断上升,储层非均质性对油田开发效果影响日益增大,易形成低产低效井。

      储层平面非均质性主要表现在储层砂体横向连续性差或平面渗透率级差大,导致油水井间受效性差,高含水期后油井能量不足,或注采井网受效不均,高含水期后易出现注水单向突进,形成单向高渗透通道,油井水淹严重,导致低产低效。

      纵向非均质性主要表现为层间渗透率级差大或层内渗透率级差大,由于层间渗透率级差大,砂体间储量动用程度不均,物性好砂体动用程度高,高含水后易形成高渗通道,出现水窜,物性差砂体动用程度低,高含水后层间压力差异和含水差异同时增大,动用难度加大,导致油井低产低效;由于储层韵律性,层内存在非均质性,正韵律储层表现为层内顶部水淹,反韵律储层表现为层内底部水淹,高含水期后,易在储层顶部或底部出现优势渗流通道,油井含水上升快,产量递减加大,形成低产低效井。

      渤海S油田经历近30年开发,通过加密调整不断完善注采井网,但在油田断层附近及油田边部区域仍然存在井网不完善区域,由于注采井网不完善,高含水后注水能量无法得到有效补充,油井出现地层能量不足、流压下降、液量下降情况,形成油井低产低效。

      由于受沉积环境影响,储层砂体横向存在变化,从油田高部位到低部位油层数减少,同时局部区域存在砂体厚度变薄情况,在油田开发后期,储层薄、井控储量低的区域出现井控区域采出程度高、剩余可采储量小、区域供油能力降低情况,导致油井低产低效。

    • 渤海S油田从1993年投入开发,由于早期钻完井防砂、钻井液等技术不完全成熟,同时S油田储层胶结疏松,出现部分油井防砂筛管与地层配伍性差,油井开发过程中易出现出砂情况,造成筛管堵塞,油井产量降低形成低产低效井;同时由于部分油井钻井液与储层配伍性差,早期钻完井周期长,钻完井液长期浸泡储层,对储层造成伤害,近井区域储层物性变差,油井供液受到影响,开发过程中易形成低产低效井。在已统计的低产低效井中,由钻完井因素影响井数合计19口,早期实施开发产生的低产低效井14口,占比近74%,而随着钻完井技术不断完善,2005年之后实施开发井产生低产低效情况较少,仅为5口。同时在油田开发后期,由于注入水水质与储层配伍性差,也易造成储层堵塞,形成低产低效井。

    • 开发过程中,泵的耐温性、举升能力将影响油井产量,S油田部分油井由于泵排量受限、泵效率低、耐温差、易损坏等情况导致泵故障,出现低产低效。同时由于S油田目前开发时间长,部分油水井出现管柱套损情况,表现为管柱变形、管柱受到腐蚀出现刺漏等情况,导致油井产量降低,而大修过程中,常出现修井周期长、管柱腐蚀严重无法大修等情况,也严重影响油井生产效率。通过统计,近几年由于泵故障导致油井低产低效的井数为2口,管柱套损井数5口,其中由于泵故障导致油井低产低效主要集中在泵排量受限和泵效率低2个方面,而管柱套损主要表现为管柱出现变形和管柱刺漏,大修周期长或无法大修,导致油井长期关停,影响油田开发效果。

      通过对渤海S油田低产低效井成因进行分析,对低产低效井进行梳理分类,针对不同成因低产低效井开展分类治理研究。

    • 针对S油田存在的低产低效井,基于低产低效成因进行分类,实施分类治理,并根据低产低效井储层发育差异性,进行平面分区、纵向分层治理研究,开展了高含水砂体水平井挖潜技术、高含水期水平井产能评价、薄层水平井挖潜技术、注采井网调控技术,同时在低产低效井治理中,坚持治理与挖潜调整相结合理念,针对潜力不落实区域,利用低产低效井井槽实施评价,并根据评价结果制定调整方案,既达到低产低效井治理目的,又实现增储上产的目标。

    • 渤海S油田目前综合含水率已达85%,储层水淹规律复杂,剩余油分布不均,挖潜难度较大。根据S油田多年开发经验,油田进入高含水期后,对于厚层、高含水砂体仍然存在一定控油潜力,可利用水平井挖潜,开发过程中利用大泵提液措施释放潜力。但对于高含水期水平井产能认识仍存在一定困难,目前国内外针对水平井产能研究相对较多,国外Joshi[11]将水平井三维流场简化,运用等值渗流阻力法确定产能,陈元千[12]在Joshi公式基础上修正水平井产能等,这些方法大多主要研究水平井生产初期产能,未考虑含水对产能的影响,并且确定的产能均为恒定值,无法描述水平井产能随时间及含水率变化的规律。

      本文针对存在问题,应用等值渗流阻力法结合拟稳态渗流原理,考虑油井投产后达到拟稳态的传播时间和油井的控制半径,确定水平井产能,实现水平井动态预测,并结合油田相渗变化规律,引入不同含水饱和度下相对渗透率对水平井产能进行修正,实现了高含水期水平井产能确定,得到产能在不同含水阶段、不同开发时间下的变化规律。

    • 本文在Joshi公式研究基础上[11],应用等值渗流阻力法和保角变换原理,考虑水平井生产中会逐步达到稳定状态,引入拟稳态时间对水平井产能公式进行修正。

      拟稳态开始时间为

      $${t_{\rm{s}}} = 0.0872\frac{{\phi \mu {C_{\rm{t}}}r_{\rm{i}}^2}}{k}$$ (1)

      则压力传播过程中,传播的半径即调查半径ri

      $${r_{\rm{i}}} = 3.386\sqrt {\frac{{k{t_{\rm{s}}}}}{{\phi \mu {C_{\rm{t}}}}}} $$ (2)

      式中,ri为传播半径,m;ts为拟稳态时间,s;μ为黏度,Pa · s;ϕ为孔隙度,无量纲;Ct为综合压缩系数,Pa−1k为渗透率,m2

      将拟稳态时间和调查半径引入到Joshi公式[11]中,得到水平井产能随时间变化公式。

      考虑不同含水情况下,油水相渗流能力差异,通过岩心水驱油实验获得油水相渗曲线,并引入相渗曲线规律对产能公式进行修正,如图1所示,随着含水上升,油相相对渗透率逐步降低,水相相对渗透率逐渐增大,对于不同含水阶段水平井产能表现为,随着含水上升,在油井工作制度一定前提下,水平井产能逐渐降低,与相对渗透率随含水饱和度变化规律一致,因此本文引入kro(Sw)参数对产能公式进行修正。

      图  1  渤海S油田相渗曲线

      Figure 1.  Relative permeability curve law of Oilfield S in the Bohai Sea

      $$Q = \dfrac{{2{\rm{\pi }}{k_{{\rm{ro}}}}({{S_{\rm{w}}}}) kh\left( {{p_{\rm{i}}} - {p_{{\rm{wf}}}}} \right)}}{{\mu {B_{\rm{o}}}\left\{ {\ln \left[\left({{3.386\sqrt {\dfrac{{k{t_{\rm{s}}}}}{{\phi \mu {C_{\rm{t}}}}}} + L/2 + \sqrt {{{\left( {L/2 + 3.386\sqrt {\dfrac{{k{t_{\rm{s}}}}}{{\phi \mu {C_{\rm{t}}}}}} } \right)}^2} - {{\left( {L/2} \right)}^2}} }}\right)\Biggr/{{L/2}}\right] + \dfrac{h}{L}\ln \dfrac{h}{{2{\rm{\pi }}{r_{\rm{w}}}}} + S} \right\}}}$$ (3)

      式中,Q为产油量,m3/d;h为油层厚度,m;pi为地层压力,MPa;pwf为井底流压,MPa;Bo为原油体积系数,无量纲;L为水平段长度,m;S为表皮因数,无量纲;rw为井筒半径,m;kro(Sw)为含水饱和度Sw条件下的油相渗透率,无量纲。

    • C28H2井位于S油田边部,2011年投产,生产3小层,2015年经现场化验分析该井出砂,受防砂筛管影响形成低产低效井,2016年4月因出砂严重关停,出砂前日产油63 m3,含水率80%。

      通过地质油藏研究,分析认为3小层存在较大潜力,可利用C28H2井在原井位附近同层位侧钻,挖潜高含水砂体剩余油。通过测井解释分析,目前3小层已经中水淹,但3小层砂体较厚,厚度为18.4 m,仍具有挖潜空间,利用C28H2井侧钻至3小层顶部,侧钻后井号为C28H3,钻前利用公式(3)对侧钻井C28H3井产能进行分析,预测初期日产能可达160 m3,潜力较大。

      C28H3井于2017年5月6日投产,初期计量日产油155 m3,如图2所示,C28H3井截至目前生产规律与理论计算日产油拟合效果较好,日产油量变化规律与理论计算日产油变化规律相差不大,也进一步验证了高含水期水平井产能评价公式的准确性,同时该产能评价技术也为高含水砂体水平井挖潜提供了技术支持。

      图  2  C28H3井投产日产油与理论计算值拟合图

      Figure 2.  Fitting of daily oil production and theoretical calculation result of Well C28H3 after commissioning

    • S油田储层较发育,平均厚度为55.0 m,但由于受沉积环境影响,S油田局部区域存在砂体厚度变薄情况,以E4-E24井区为例,该井区整体储层厚度较薄,单井平均有效厚度17.6 m,进入高含水期后,由于层间差异和井控储量规模共同影响,油井生产效果逐渐变差,形成低产低效井。以E24井为例,E24井油层厚度16.6 m,含水上升后,该井产量逐年变差,自2016年之后,该井日产油量低于10 m3,长期处于低产低效生产状态。

      通过对E4-E24井区域潜力分析,物性差薄层开发过程中被其他层干扰,动用程度相对较低,具有挖掘潜力,如4-2小层厚度4.0 m,渗透率800×10−3 μm2,动用程度较低,利用E24井井槽侧钻E4井4-2小层,挖潜剩余油。E24井治理后于2017年7月投产,治理后初期日产油可达120 m3,初期含水40%,目前日产油25 m3,含水82%,治理后生产效果较好。

    • S油田采用行列注采井网开发,油田中心区域注采连通关系较好的油井均为多向受限井,但在S油田断层附近及油田边部存在注采井网不完善区域,油井存在单侧注水受效的情况,油田进入高含水期后随着油井提液提升,逐渐出现注水能量不足情况,导致油井低产低效。

      以E16井为例,E16井靠近断层附近,主要受断层南侧的E17井、E48井、E49井3口注水井影响,断层北侧注水井E15井和E20井受断层遮挡,与E16井无法形成有效注采连通关系。E16井从2018年1月以来产量逐渐降低,至2018年8月之前处于低产低效生产状态,日产油仅6 m3,通过对E16井区注采关系分析及单层采出状况分析,2018年8月开始对E17井、E48井、E49井实施分层注水和强化注水,实施后,E16井增油效果显著,平均日增油13 m3,目前E16井日产油20 m3,含水70%,治理后生产效果较好,措施前后生产曲线如图3所示。

      图  3  E16井治理前后生产曲线对比

      Figure 3.  Comparison of production curve before and after the treatment of Well E16

    • S油田经过多年的开发,通过精细地质油藏研究和开发规律认识,发现在油田边部仍然存在较大潜力,亟需通过评价井进一步落实储量探明程度。2019年通过低产低效井治理与潜力储量评价相结合,利用出砂关停井H20井评价油田边部潜力储量区域。评价井H20P1井于2019年6月实施后,油田新增探明地质储量300×104 m3,同时为了快速见产,将评价井优化到潜力区域实施分支井,于2019年6月25日见产,投产后生产效果较好,目前日产油75 m3,含水率0%。H20井的调整思路既实现了油田储量的增加,又实现了油田产量的提高,达到了潜力评价与低产低效井治理有效结合的目的。

    • 通过对渤海S油田低产低效井成因系统分析、综合治理技术研究及治理效果分析,2017—2019年S油田共提出51口低产低效井综合治理方案,其中地质油藏因素导致低产低效井25口,钻完井因素导致低产低效井19口,井筒及配套工艺因素导致低产低效井7口。截至目前,S油田已经治理低产低效井33口,其中地质油藏因素导致低产低效井治理16口,钻完井因素导致低产低效井治理13口,井筒及配套工艺因素导致低产低效井治理4口。治理后日增油可达1150 m3,如图4所示,预测累增油可达240×104 m3,治理效果显著。针对未治理的低产低效井,后续将继续治理18口,预测日增油760 m3

      图  4  渤海S油田已治理低产低效井井数及生产曲线

      Figure 4.  Number and production curve of treated stripped and deficient wells in S Oilfield

    • (1)通过对渤海S油田低产低效井分析,总结出形成低产低效井的三大主要因素分别为:地质油藏因素、钻完井因素和井筒及配套工艺因素,同时对主要影响因素进一步细化,明确了导致低产低效井的直接因素。

      (2)基于低产低效井成因分析,制定了“平面分区、纵向分层、分类研究、治理与挖潜调整同步”的低产低效井治理策略,并形成了高含水砂体水平井挖潜、高含水期水平井产能评价、薄层水平井挖潜、注采井网调控和低产低效井治理与潜力储量评价等关键技术,指导了S油田的低产低效井治理研究工作,2017—2019年共指导渤海S油田51口低产低效井治理研究,截至目前已经治理低产低效井33口,实现日增油1150 m3,预测累增油可达240×104 m3,治理效果显著。

      (3)低产低效井综合治理技术的研究和应用对海上稠油油田高含水期低产低效井治理具有一定的指导和借鉴意义。

参考文献 (12)

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