齐108块吞吐开发中后期调整挖潜对策研究

摘要:齐108块地处欢喜岭油田的北部,构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南部欢曙上台阶中段上倾部位,是在斜坡背景下发育起来的与齐40块连为一体的断鼻构造。文章论述了齐108块吞吐开发中后期存在的主要问题及调整挖潜对策研究,并对其经济效益进行了评价。

关键词:齐108块;吞吐开发;地质概况;开采现状;挖潜

中图分类号:TE323文献标识码:A文章编号:1009-2374 (2010)12-0026-03

一、地质概况及开采现状

齐108块地处欢喜岭油田的北部,构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南部欢曙上台阶中段上倾部位,是在斜坡背景下发育起来的与齐40块连为一体的断鼻构造。主力开发油层为沙三下莲花油层,同时兼采大凌河油层。全块含油面积4.1 km2,地质储量2417×104吨。

齐108块于1991年开始以蒸汽吞吐开发方式投产开发,截至2009年6月底,齐108块共投产各类油井460口,开井177口,累计产油723.2019×104t,累计产水1494.1475×104t,累计注汽1402.5169×104t,累计吞吐轮次6183轮,采油速度0.36%,采出程度29.92%,综合含水87.9%,累计油气比0.52,平均单井吞吐12.9周期,油层压力1.35MPa。

二、开发中后期存在的主要问题

(一)区块储量动用程度高,稳产基础差

区块目前单井平均吞吐已达12.9轮次,采出程度29.92%,蒸汽吞吐开发最终采收率按照30.66%计算,已采出可采储量的97.5%,目前仍采取蒸汽吞吐采油方式,其稳产难度很大。

(二)地层压力低,油井生产能力差、水淹严重

齐108块平均地层压力仅为1.35MPa,压力下降至原始地层压力的10%～20%,生产压差不足1 MPa。

随着压力的不断下降,油井生产能力逐渐降低,油井平均单井日产仅为1.5t左右,有45口井因地层压力低供液差停产。

同时,由于区块的非均质性及多年的吞吐降压开采,地层水受压差作用向采出程度高、亏空严重的低压层侵入,导致油水重新分布并进一步复杂化。目前区块综合含水87.9%,含水>90%的井有81口,高含水停产井57口。

(三)措施井及新井逐年减少,效果逐年变差

由于开发过程中加密井、调补层井次(累计687井次)较多,造成开发层系、井网十分混乱,随着区块储量动用程度的增加,新井和措施井生产效果愈来愈差。措施井次由2006年的76井次下降至2008年的20井次,单井产油由486t下降至412t。

(四)由于汽窜、井况差等因素影响,油井利用率低,区块可挖潜的空间愈来愈小

由于频繁注汽及采出量的增加,油井汽窜现象日趋严重,2002年到目前平均每年发生汽窜47口井,年影响产量2202t。为此区块采取了同注同采、堵窜和提前防窜关井等防窜措施,但汽窜井数仍然有增无减,目前区块平均每月发生汽窜4口井,并且大部分有过汽窜史的油井防窜开井后含水上升,井口温度升高,汽窜现象仍未避免。

同时区块井况差井有244口,占总井数52%,其中井下有落物的井有94口,套管损坏井有150口,占总井数的32%。

表1 齐108块井下技术状况汇总表

项目 井下

落物 套管

变形 套管

错位 套管

破裂 套管

外漏 其它 合计

井次(口) 94 123 15 7 2 3 244

这些因素的影响使区块无法有效实施各种挖潜措施,区块停产井数逐年增多,可复产的长停井却越来越少。停产井从2002年的87井次增加到目前的127井次,平均年增长6井次,而长停井复产井次由2006年的99井次下降到2008年的28井次,单井年增油由126t下降到112t。

表2 齐108块长停井复产统计表

年度 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 合计

长停井井数(口) 87 97 94 109 113 120 127 747

复产井次(口) 14 26 45 51 99 56 28 319

年增油(吨) 5437 7260 6970 9946 12458 8162 3123 53356

单井年增油(吨) 388 279 155 195 126 146 112 167

针对齐108块油藏存在的问题,开展了油藏精细描述工作。在此基础上,采取相应调整挖潜对策来提高该块的开发效果。

三、调整挖潜对策

(一)界定盈亏油汽比,优选高效注汽井

年初根据2009年区块配产和生产经营情况计算出我区盈亏临界油汽比0.26。按照盈亏临界油汽比值,对区块油井实施分类管理。油汽比大于0.26的油井优选38口井实施连续注汽;油汽比小于0.26的油井,根据油井实际生产情况,筛选出27口连续注汽井,11口间歇注汽井和长停井复产。其中对于100口油汽比小于0.1的低产低效井实施停关,影响日产液量1068.8吨、日产油量94.5吨。截至到目前已复产开井73口,日产液515.4吨,日产油38吨。

今年区块共优选高效注汽井76井次,与2008年同期相比减少了50井次,节约注汽量15.3951万吨。该块油汽比由0.26(08.12月)上升至0.31(09.6月),上升了5个百分点。

表3 齐108块油井油气比分类汇总表

油气比 >0.26 0.26-0.2 0.2-0.1

井数(口) 92 34 97 237 460

表4 齐108块限产关井统计表

停关

原因 低产低液 低油汽比 高含水 其它

原因 停关合计 目前

复产 目前

关井

井数 (口) 26 10 49 15 100 73 27

日产液量(t) 125.1 43 709.5 191.2 1068.8 515.4 183.9

日产油量(t) 17.9 2.2 38.6 35.8 94.5 38 4.3

(二)优选注汽参数

为了寻找油井的最佳注汽强度,在保证注汽干度和注汽速度的基础上,结合研究院研究结果,主要进行了注汽强度的优化研究工作。我们将研究院的结果与生产实际进行拟合,总结出齐108块油井各周期合理的注汽强度。即:8周期以前,随着吞吐轮次的增加,注汽强度增加的幅度由5%逐渐增加到40%左右;9～14周期注汽强度应下降5%～15%,15周期以后基本保持不变。

为此,在优选注汽井的同时,结合生产轮次,优化注汽参数。对低于8周期的油井,我们优选15口井实施增加注汽量,日注汽量由2435t上调至2721t,注汽强度由145t/m上升至155t/m,累产油2795t;对处于9～14周期的油井,选取27口油井实施减少注汽量,日注汽量由2548t下调至2186t,注汽强度由145 t/m下降至130t/m,累产油882t;对15周期以上的油井,选取34口井注汽量保持不变。区块油井平均注汽量由调整前的2475t下降至调整后的2399t,累计节约注汽量5790t,累计产油6916t。

(三)细化停产井管理,制定复产制度,提高复产有效率

由于限产关井影响,今年区块停产井数增多。为此,区块细化管理措施,制定停产井复产制度,主要做了以下三方面工作:

1.间歇注汽恢复边缘长停井。根据近几年长停井复产效果来看:区块边部油井由于边底水活跃,地层压力恢复较快,在停产1～2年后进行注汽复产效果较好。如20～26井:该井位于区块东部,油层发育薄,2007年1月因高含水停产。通过压力恢复监测及油层对比认为该井具有复产价值。2009年3月注汽开井,截至目前已累积增油519t,目前日产13/2t,复产效果显著。利用该方法区块共复产长停井6口,累积增油721t。

2.制定合理的间开周期,实施开积压复产。为了摸索长停井合理的间开周期,减少稀油和电费损失,我们长期跟踪长停井的液面下降和恢复速度,利用长停井关井液面恢复曲线,对液面恢复较好的油井实施开积压复产。在实施中,针对井下温度低、油稠,容易造成卡井现象,采用了在油井间开前一天持续往井内掺稀油的方法,提前给稠油帽降粘,保证正常间开。今年对16口井制定了间开周期,累计增油95t。

3.对高含水井实行动态管理,合理制定高含水井间开制度。每月对区块所有高含水井进行分类统计分析,处于排水期的油井继续生产,周期末出水井确定合理的间开制度实行间开,出水在一个月以上且产液量高的高含水井,根据历次周期生产情况,取水样确定水性,是地层水的关井,并摸索间开时间开水上漂。今年通过做工作,关高含水负效井27口,制定间开制度41井次,累计增油62t。

四、经济效益评价

通过上述措施的应用,区块累计增油7794t,节约注汽量15.3951万吨,创经济效益为1640.351×104元。计算如下:

1.增油效益:

E=(1-30%)×F×Q×(P-T-C)-I

=(1-30%)×0.7×7794×(2685.33-56.7-1221.2)

-250000

=512.506×104元

式中:E――成果净现值,元;

F――分成系数;

Q――增加的油气产量, t,103m3;

P――原油或天然气的价格,元/t,元/103m3(不含税);

T――税金(城市维护建设税、教育费附加、资源税),元/t,元/103m3;

C――生产成本,元/t,元/103m3;

I――投资,元。

2.节约成本:

节约注汽量效益 = 节汽量×单价

=15.3951×104×73.26= 1127.845×104元

3.总经济效益:

总效益 =增油效益+节约注汽量效益

=512.506×104+1127.845×104= 1640.351×104元

五、下步稳产建议

(一)精细油藏研究,做好措施储备,挖掘区块剩余油潜力

为提高区块油气比,进一步提高油藏开发效果,积极做好措施储备工作。

(二)加大兴隆台油层试采力度,提高油藏动用程度

结合13-9井的成功经验,建议对齐108-12-10、22-14c井兴Ⅱ油层进行开采。

(三)优选在齐210断块016-06井组和齐109块开展“蒸汽驱”试验

随着吞吐周期的增加,油井汽窜等矛盾日益突出,常规的蒸汽吞吐已经不能满足油井生产的需要,继续吞吐的潜力变小。因此,建议在210断块和109断块选取井组,实施小型蒸汽驱试验,以改善开发效果。

(四)齐210断块莲Ⅲ下油层热水驱试验

齐210断块莲Ⅲ下原油属于普通稠油,开发初期20℃原油密度0.9350g/cm3,50℃时脱气原油粘度平均为359MPa・s。开采初期有25口井曾冷采生产,累计产油1.3308万吨。为了进一步提高区块开发效果,提高对油层的认识程度,建议对西部部分井组实施热水驱试验。

(五)齐210断块、欢604断块部署水平井

根据水平井的部署原则,结合水淹特点,优选剩余油富集区建议部署水平井。建议在210断块部署2口:1井在03-02-04-02c井间区;2井在5-01―1-1井间区。建议下步继续在欢604井区莲Ⅰ油层组部署水平井,设计水平段长度为225m。