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三项注水工艺增油创效

文章来源:中国石化报                   发布时间:2017-10-16
摘要:西北油田采油二厂开发的是碳酸盐岩裂缝溶洞型油藏,储层犹如地下溶洞,因侵蚀、地质作用,形成互不连通的独立小空间和裂缝。如何用最小投入,把这些小空间和裂缝里的油采出来?该厂建立三种地质模型,有针对性地应用三种高压注水工艺挖潜,实现井周、井间剩余
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西北油田采油二厂开发的是碳酸盐岩裂缝溶洞型油藏,储层犹如地下溶洞,因侵蚀、地质作用,形成互不连通的独立小空间和裂缝。如何用最小投入,把这些小空间和裂缝里的油采出来?该厂建立三种地质模型,有针对性地应用三种高压注水工艺挖潜,实现井周、井间剩余油动用,提高了油井可采储量,还降低了折耗。

今年前三季度,该厂应用三种高压注水工艺累计增油3.26万吨,新增可采储量26.2万吨,创效3282万元。

高压水钻打通“隔壁房间”

2016年4月,TH10339CH井因高含水关井。但新的地震资料显示,该井周围有好几套不连通的储油体,怎么能把这些“隔壁房间”的油采出来?

“实施高压水钻,像水力切割器一样打通周边储油体,还能给油层补充能量。”该厂开发研究所所长梅胜文说。

今年初,他们分两次实施该工艺,共注水2.9万立方米,周围储油体压力由48.2兆帕升至71.8兆帕,被成功打通贯穿。

开井后,TH10339CH井自喷出油,目前日产油17吨,不含水,累计增油2500多吨。该井通过高压水钻成功复产,避免了注氮气作业,节约成本近百万元。

前三季度,该厂应用高压水钻工艺18井次,累计增油2.1万吨。

高压搭桥“请来远方油”

TH10258井,采取注水替油方式开采,注多采少,开井后液面下降快,周期生产天数40天。

对于这个“困难户”,技术人员通过描绘注水曲线,做好静压测试,计算得知通道压差低,判定该井远端的通道裂缝闭合,导致渗流能力变弱,剩余油无法顺利流出来。此前,他们实施过酸压、酸化改造等措施,但收效甚微。

怎么请来远方的油?去年底,他们应用高压搭桥工艺,注水9730立方米后,压力快速下降至11.3兆帕,低于以前注水替油时平均25兆帕的压力,导流通道顺利建立。

目前,该井生产稳定,液面稳定,日产油8吨,已累计增油2400多吨。

截至目前,该厂已累计应用高压搭桥工艺9井次,累计增油9200多吨。

高压水驱人造井间压差

TH12235井前期常规注水,而相邻的TH12209CH井无响应,技术人员判断两口井动态不连通。

去年12月,他们结合资料会诊,认为两井之间有多套储油体,井间剩余油也富集。

“不连通是因为井间压差还不够,我们主动创造井间压差,建立通道,让油流到TH12209CH井里。”该厂副总地质师郭忠良说。

技术人员因此对TH12235井实施高压注水,注入5000立方米时,TH12209CH井液面涨至830米,动态上建立连通关系。目前,TH12209CH井日产油20吨,不含水,液面稳定在1000米附近,已累计增油1000多吨。

目前,该厂已应用单元高压水驱工艺5井次,均有效建立连通关系,累计增油4200多吨。