14-2井组动态分析

14-2井组动态分析徐集油藏经营管理区分析人：鲁晓荣目录一、地质简况二、开发现状三、井组开发形势分析四、地面采油管理五、存在问题六、下步措施及建议一、地质简况•徐集油田位于山东省东明县刘楼乡境内，区域构造位于东濮凹陷中央隆起带南部，徐集地垒的东北部分，是由徐6断层和徐东断层夹持的复杂断块区，东西宽约2.1km，南北长约3.7km，构造面积约8km2。徐14-2井组位于徐14东块南部，井组主要目的层系S3下（1-4），该小块含油面积0.2km2，石油地质储量18.32×104t，可采储量6.45×104t，剩余可采储量1.82×104t。X1714-2214-1814-1314-10-3150-3150-3200-3200X7-3250-3300-335014-1914-17X1514-3014-1514-714-1414-1614-2114-2314-1114-114-9X2014-514-3114-814-314-2N14-3X14X14-6X14X214-20-3250-3200-3050-3100-315014-C714-24采油井断层线注水井油水边界徐集油田构造井位图-315014-12X6100m00.5km2006.9.16部署井井位地下大圈地面小圈报废油井报废水井等高线图例-3250-3200-3150-3100-3050-3200XC14沙三下4顶二、开发现状14-2井组于1993年6月投入开发，1996年8月进入注水开采，截止2007年6月该井组共有油水井4口，其中油井2口，注水井2口，注采井数比1:1。油井开井2口，14-8、14-9，日产液9.3吨，日产油5.0吨，综合含水46.2％，平均动液面2162米，采油速度1.0%，井组累计采液9.9093×104吨，采油4.6268×104吨，地质采出程度25.3％，工业采出程度71.7％；注水井2口，14-2、X20，井组累计注水14.9806×104m3，累计注采比1.5：1，存水率64.74％。井号投产时间累计产油（万吨）累计产水（万吨）累计注水（万方）14-81994.032.23142.173114-91998.031.12681.237414-21993.060.61110.053214.4011X201997.100.65751.81880.5795三、井组开发形势分析14-2井组主要开发综合曲线010203040506070809006.0706.0806.0906.1006.1106.1207.0107.0207.0307.0407.0507.06时间日产液、日产油、日注水、含水率05001000150020002500动液面日产油日产液含水率日注水动液面从综合曲线我们可以看出，该井组自2006年7月以来，生产形势呈“三升二降”的趋势。“三升”即日产油、日注水和平均动液面上升，其中日产油由07年3月的2.4t/d上升到目前的5.0t/d，日注水由06年7月的11m3/d上升到目前的64m3/d，平均动液面由06年7月的2294m上升到目前的2162m;“二降”即日产液、含水率下降，其中日产液由06年7月的17.6t/d下降到目前的9.3t/d，含水率由06年7月的73.9%下降到目前的46.2%。我们初步判断为注水见效曲线。注采状况分析14-2井组吸水剖面成果图井号层位电解序号厚度（m）相对吸水（%）绝对吸水（m3）14-2S3下2411.38.03.2S3下2446.057.022.8S3下2462.011.14.4S3下2未解1.03.21.3S3下347-483.520.78.3合计13.810040.0X20S3下2358.910030.014-2井组小层数据表井号砂组小层号厚度空隙度（%）渗透率（μm2）14-2S3下266.022.4202.4S3下363.522.4202.4X20S3下268.919.946.114-8S3下265.721.6124.2S3下363.117.510.814-9S3下2615.718.620.7S3下365.317.29.214-8综合曲线02468101206.1106.1207.0107.0207.0307.0407.0507.06时间日产液、日产油0102030405060708090100含水率日产油日产液含水率1、X20井于2006年11月17日转注，日配注30m3/d，目前注水压力6.0Mpa，累计注水0.5795×104m3。根据14-8井综合曲线，含水由初期的82.5％下降到目前的46.9％，日产液由10.3t/d下降到4.9t/d，日产油由1.1t/d上到2.6t/d，我们判断，14-8受X20注水于2007年5月见效，见效周期6个月，主要原因是X20主吸水层渗透性差，导致见效时间晚、液量下降、油量增值小但增幅却达到136％。通过这个问题，我们可以看出，对于渗透率低、均质性差的井组，见效周期会比较长，但见效增幅会比较明显。2、14-2水井2006.11.9封隔器失效，油压20.0Mpa，套压13.5Mpa，2006.12.13待换封停注，2007.2.28补孔换封后正常注水，此次换封后累计注水3074m3。从图中我们看出，06年11月14-2封隔器失效后，14-9液量变化不大，含水由75.3％上升到80.6％；06年12月停注后液量由7.2t/d下降到3.7t/d，含水也相应下降；07年3月换封后正常注水，4月配注由20m3上升到40m3，14-9液量明显上升，日产油由1.3t/d上升到2.4t/d，含水由64.9％下降到45.5％。这些说明14-9与14-2对应关系非常明显，只要我们密切关注好14-2注水压力动向，14-9产量还会继续上升。14-9综合曲线01234567806.1006.1106.1207.0107.0207.0307.0407.0507.06时间日产液、日产油0.010.020.030.040.050.060.070.080.090.0含水率日产油日产液含水率1、针对14-8、14-9结蜡情况，我们不断摸索，制定出热洗周期和加药量。随着近期含水率的下降，热洗周期已由50天→40天→35天。清蜡剂由100kg→150kg，缓蚀剂由200kg→0。2、26#站目前只有2口油井14-8、14-9，由于进站液量低、含水低，造成干线回压高，特别是给冬季生产带来很大困难。我们通过扫线、安装电磁加热炉、引进渗水流程来降低生产回压，保证2口油井正常生产。四、地面采油管理3、加强基础管理，延长油井检泵周期。通过右图，我们可以看出，14-8检泵周期由138天→218天，14-9最近一次检泵周期465天，而免休期达到了670天。14-8近期检泵周期05010015020025006.0506.0907.05检泵周期14-9检泵周期010020030040050060070080004.0505.0807.06检泵周期•1、14-2封隔器使用寿命短，2007年2月换封作业后不到4个月，封隔器又失效，目前注水油压18.0Mpa，套压15.0Mpa，判断封隔器已经失效。造成的主要原因是：徐集油田注水设备老化，注水泵经常出现故障，导致注水压力不稳定，对封隔器造成极大的损坏；另外，施工工艺有待改进。•2、14-2井组各井距都很近，平均不到200m，很容易发生水淹。•3、该井组内油井结蜡严重，2006.05——2007.06期间，14-8均因杆断共检泵3井次。•4、26#计量站进站液量低，干线回压高，进入冬季，造成管线堵，严重影响了14-8、14-9井的正常生产。五、存在问题1、加强徐集油田平稳注水。下半年厂规划对徐集块注水工艺流程进行改造，由马厂联高压来水，徐集油田增注，切实保证平稳注水。2、在平稳注水的前提下，控制水推进速度，防止井组过早水淹。预计在07年10月14-8、14-9含水会上升，建议进行周期注水；当含水到达90%以上时，建议对X20进行分注，封堵主吸水层，开启其它物性相对较差的层。3、加大五小措施管理，特别是在热洗方面，下步我们准备引进表面活性剂，这样既能减小液柱比重，防止污染，又能加强清蜡效果。4、建议26#计量站改为单拉点，14-8、14-9直接进多功能储集罐。这样既能减少生产回压，保证油井正常生产，又能降低成本，增加效益。5、密切关注注采井组生产变化，及时发现问题，科学、合理的进行注水井动态调配，提高最终采收率，达到一个良好的开发效果。六、下步措施及建议