油田加密井注采系统调整方法与流程

1.本发明涉及一种油田加密井注采系统调整方法。


背景技术：

2.对于断层发育极为复杂的油井，经过多年的注水开发，井区注采适应性明显变差，影响了区块的开发效果。以某油田南二区西部为例，具体表现在以下几个方面：
3.1)断层发育极为复杂，影响开发效果
4.某油田南二区西部区块小断层数量增加，断层延伸长度增加，大断层走向与原来识别的基本一致，萨ⅱ组识别出新断层108条，与井资料结合后，可以确定的有32条，形成多个封闭和半封闭断块。
5.2)油水井数比高，注水井吸水能力差
6.南二区西部一次加密调整井采用两套井网，葡差调整井组成新四点法面积井网，萨差调整井形成线状注水方式，油水井数比2.54：1。二次加密调整井构成井距250米，排距125米的线状注水方式，油水井数比1.54：1。
7.受薄差油层吸水能力的限制，加密调整注水井吸水差的矛盾较为突出。统计加密调整井吸水能力差完不成配注井有48口，占加密注水井总数的26.09％，平均单井注水压力10.52mpa，油允压差0.41mpa，平均单井日配注103m3，日实注64m3，其中已采取过压裂、酸化措施的井98井次。在现有注采井网条件下，通过调整压力来进一步加强注水提高区块产液量的潜力小。
8.3)部分井区注采关系不协调，多向水驱控制程度低
9.统计加密调整井注采不完善井区，砂岩水驱控制程度为87.67％，有效水驱控制程度83.55％，其中单向砂岩、有效水驱控制程度分别为41.05、39.91％，双向砂岩、有效水驱控制程度分别为25.97、24.08％，三向及以上砂岩、有效水驱控制程度分别为20.65、19.56％。
10.4)地层压力水平较低，压力系统不合理
11.统计39口采油井压力资料，目前地层压力7.80mpa，平均流压2.60mpa，总压差
‑
1.83mpa。其中一次加密井地层压力7.91mpa，平均流压2.61mpa，总压差
‑
1.62mpa(萨差层地层压力7.88mpa，总压差
‑
1.66mpa)；二次加密井地层压力7.73mpa，平均流压2.60mpa，总压差
‑
1.96mpa。
12.统计274口加密调整井液面资料，平均单井沉没度231.1m，其中一次加密井153口，平均沉没度为243.4m，二次加密井121口，平均沉没度为215.6m；供液不足井数较多，沉没度低于100m的供液不足井有89口，占统计井数的32.48％，平均沉没度只有50.0m。其中一次加密井有43口，占一次加密统计井数的28.1％，平均沉没度46.5m；二次加密井有46口，占二次加密统计井数的38.1％，平均沉没度为53.3m。
13.5)产量递减幅度较大
14.由于受断层影响，加密调整井部分井区多向水驱控制程度低，造成控制产量递减
速度难度加大。
15.上述结果表明，在三维地震技术解释成果的基础上，南二区西部加密调整井部分井区多向水驱控制程度低、油水井数比高、地层压力低、油允压差小、产量递减速度较快，井网注采适应性变差，因此需要进行注采系统调整。


技术实现要素：

16.本发明的目的是提供一种油田加密井注采系统调整方法，以适应油田井网注采性变差油田的开采。
17.一种油田加密井注采系统调整方法，包括如下步骤：
18.1)根据三维地震构造解释成果，新增加注采关系不完善井区实施采油井转注；同时在目前加密调整井布井方式的基础上，转注缓注井，最终调整形成四点法面积井网和线状注水方式；
19.2)断块封闭区采取井网重组、井别调整、射孔层优选等综合挖潜方法，进一步完善井区注采关系；
20.3)优先转注低效、无效井，将转注影响产量控制在较低水平，对于目前产油量在5t以上缓注井，暂缓转注；
21.4)针对压力较高井点和层位结合措施挖潜采取补孔泄压；
22.5)加密调整井的转注井与区块内各套井网采油井的注采井距应保持在100m以上；
23.6)注采系统调整后，应用精细地质研究成果，通过补孔提高转注井区油水井的射孔对应率，进一步完善加密调整井的单砂体注采关系：
24.7)断层边部采油井平面上距大断层50m以内不转注，纵向上断点在油层部位时距断点10m以内射孔井不转注；
25.8)原注水井区通过补开部分厚度，进一步完善单砂体注采关系。
26.本发明取得如下的有益效果：
27.采用本发明，注采系统调整井驱多向水驱控制程度明显提高，提高了老井的出油量，延长了其服务年限。
具体实施方式
28.某油田南二区西部采区加密井注采系统调整方法，包括如下步骤：1)根据三维地震构造解释成果，新增加注采关系不完善井区实施采油井转注；同时在目前加密调整井布井方式的基础上，转注缓注井，最终调整形成四点法面积井网和线状注水方式；
29.2)断块封闭区采取井网重组、井别调整、射孔层优选等综合挖潜方法，进一步完善井区注采关系；
30.3)优先转注低效、无效井，将转注影响产量控制在较低水平，对于目前产油量在5t以上缓注井，暂缓转注；
31.4)针对压力较高井点和层位结合措施挖潜采取补孔泄压；
32.5)加密调整井的转注井与区块内各套井网采油井的注采井距应保持在100m以上；
33.6)注采系统调整后，应用精细地质研究成果，通过补孔提高转注井区油水井的射孔对应率，进一步完善加密调整井的单砂体注采关系：
34.7)断层边部采油井平面上距大断层50m以内不转注，纵向上断点在油层部位时距断点10m以内射孔井不转注；
35.8)原注水井区通过补开部分厚度，进一步完善单砂体注采关系。
36.具体操作为：
37.(1)转注
38.依据上述方法，共转注16口井，其井号为：南1
‑
40
‑
434、南1
‑4‑
229、南1
‑4‑
丙029、南1
‑
丁6
‑
222、南1
‑6‑
230、南1
‑
丁5
‑
218、南2
‑1‑
丙026、南2
‑2‑
224、南2
‑2‑
232、南2
‑
30
‑
429、南2
‑3‑
230、南2
‑
丁1
‑
220、南2
‑
丁1
‑
228(要求该井实施大修，若不能修复则终止转侧斜)、南2
‑
丁1
‑
b125、南2
‑
丁2
‑
丙130、南2
‑
丁2
‑
水133。
39.转注井平均单井射开砂岩厚度13.1m，有效厚度4.5m，目前开井13口，日产液271t，日产油25.7t，综合含水90.51％，平均单井沉没度247.91m，平均单井累积产油4.05
×
104t；目前关井的3口井，关前日产液27t，日产油3.0t，综合含水89.89％，平均单井累积产油2.47
×
104t。转注后，加密调整井油水井数比由2.00：1调整到1.76：1，其中一次加密调整井油水井数比由2.54：1调整到2.04：1。
40.其中针对三维地震解释结果而形成多个封闭和半封闭断块，实施采油井转注11口，转注井平均单井射开砂岩厚度14.1m，有效厚度4.7m，日产液258t，日产油24.5t，综合含水90.49％，平均单井沉没度276.83m，平均单井累积产油3.79
×
104t。
41.另外根据开采层系的井网布署关系，将部分日产油水平较低的缓注井转为注水井，共计转注缓注井5口，转注井平均单井射开砂岩厚度10.8m，有效厚度3.9m，日产液40.1t，日产油4.0t，综合含水89.53％，平均单井沉没度179.93m，平均单井累积产油3.67
×
104t。
42.(2)转注井区油、水井补孔34口，进一步完善单砂体注采关系
43.为完善单砂体注采关系，进一步挖掘剩余油潜力，在精细地质解剖的基础上，搞清砂体展布形态及连通关系。确定油水井补孔层位；平面上，转注井补孔对象主要是与井区加密调整采油井射开层位相连通的未射孔油层，进一步完善单砂体注采关系，同时为防止无效注水，与高含水层连通的层位不补孔。纵向上，为防止层间窜槽，要求与高含水层隔层在2.0m以上。采油井补孔主要以挖掘因注采不完善而形成的剩余油，提高单井日产水平。
44.结合三维地震解释成果，采用综合分析方法，确定在封闭和半封闭断块区转注井中5口井需要补孔后转注，同时注水井补孔6口井(见表1)。11口(单井补孔以实际发放补孔方案为准)井目前平均单井射开砂岩厚度16.9m，有效厚度5.5m，预计平均单井补射砂岩厚度13.3m，有效厚度5.5m。
45.表1某油田南二区西部加密注水井补孔情况统计表
[0046][0047]
转注井区采油井需补孔23口，23口(单井补孔以实际发放补孔方案为准)井目前平均单井射开砂岩厚度16.3m，有效厚度5.6m，预计平均单井补射砂岩厚度9.3m，有效厚度4.9m。其中针对封闭和半封闭断块区采油井补孔18口，平均单井射开砂岩厚度17.6m，有效厚度5.9m，预计平均单井补射砂岩厚度9.0m，有效厚度5.0m。
[0048]
南二区西部加密调整井注采系统调整后，加密调整井油水井数比由2.00：1调整到1.76：1，多向水驱控制程度提高。16口井转注后，加密调整井砂岩和有效水驱控制程度分别提高1.34和1.95个百分点，其中三向及以上砂岩和有效水驱控制程度分别提高6.49和6.72个百分点。转注井区砂岩和有效水驱控制程度分别提高8.13和9.11个百分点，其中多向砂岩和有效水驱控制程度分别提高了23.41和24.17个百分点。