提高注采調(diào)整開(kāi)發(fā)效果方法研究

黑龍江 劉宏莉

提高注采調(diào)整開(kāi)發(fā)效果方法研究

黑龍江 劉宏莉

北三西水驅(qū)已進(jìn)入特高含水后期開(kāi)采，面臨著儲(chǔ)采失衡、液油比上升幅度大的嚴(yán)峻形勢(shì)，同時(shí)地層壓力偏低，一次加密調(diào)整層系、薩爾圖油層二次加密調(diào)整層系油水井?dāng)?shù)比偏高，注水量進(jìn)一步提高余地小，水驅(qū)控制程度及油層多向連通比例低。2008年開(kāi)始進(jìn)行注采系統(tǒng)調(diào)整，提高注采系統(tǒng)調(diào)整開(kāi)發(fā)效果，控制含水上升，延緩產(chǎn)量遞減，增加可采儲(chǔ)量成為現(xiàn)階段工作的重點(diǎn)。

1 基本概況

北三區(qū)西部自1964年薩、葡主力油層投入開(kāi)發(fā)以來(lái)，先后經(jīng)歷了三次大的調(diào)整，目前共有7套層系?？紤]以反九點(diǎn)面積井網(wǎng)開(kāi)采的一次加密調(diào)整層系和薩爾圖油層二次加密調(diào)整層系油水井?dāng)?shù)比高、注采矛盾大，不適應(yīng)特高含水期開(kāi)采的要求，2008年進(jìn)行注采系統(tǒng)調(diào)整，其中一次加密調(diào)整層系轉(zhuǎn)注角井形成五點(diǎn)法面積井網(wǎng)，新鉆井38口（其中采油井30口，注水井8口），轉(zhuǎn)注油井29口，調(diào)整后油水井?dāng)?shù)比為1.47，水驅(qū)控制程度提高7.8%。薩爾圖二次加密調(diào)整層系轉(zhuǎn)注間注間采排的邊井形成橫向線(xiàn)性注水方式，轉(zhuǎn)注采油井24口，調(diào)整后油水井?dāng)?shù)比為1.31，水驅(qū)控制程度提高4.6%。

2010年10月全區(qū)共有油水井637口，其中注水井248口，開(kāi)井226口，日注水16287m3，采油井389口，開(kāi)井350口，核實(shí)日產(chǎn)液9906t，核實(shí)日產(chǎn)油747t，實(shí)際日產(chǎn)油747t，綜合含水92.46%，年注水521.18×104m3，年核實(shí)液309.73×104t，年核實(shí)油23.74×104t，年實(shí)際產(chǎn)油23.98×104t，年均含水92.33%，年注采比1.55。

注采調(diào)整新投注水井8口、實(shí)施轉(zhuǎn)注51口，平均單井射開(kāi)砂巖厚度19.28m，有效厚度8.37m，地層系數(shù)1.822μm2·m。平均破裂壓力13.58MPa，平均注水層段為2.59個(gè)，配注強(qiáng)度6.02m3/d·m，與老井配注強(qiáng)度比為0.6。目前開(kāi)井57口，平均注入壓力10.5MPa，日配注47m3，日實(shí)注42m3。新投油井30口，平均單井射開(kāi)砂巖厚度16.99m，有效厚度7.76m，地層系數(shù)2.27μm2·m。投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)液36.4t，日產(chǎn)油5.3t，綜合含水85.54%，流壓5.89MPa；目前開(kāi)井24口，日產(chǎn)液37t，日產(chǎn)油4.7t，綜合含水87.38%，流壓5.62MPa。

2 注采系統(tǒng)調(diào)整后為提高開(kāi)發(fā)效果所做的工作及效果

2.1 精細(xì)注水調(diào)整，合理優(yōu)化注采參數(shù)

2.1.1 結(jié)合油層發(fā)育特點(diǎn)，做好水井措施改造

注采系統(tǒng)調(diào)整后針對(duì)油層發(fā)育差及污染等引起注水井吸水能力下降的問(wèn)題，加大措施改造力度，共實(shí)施注水井增注措施54井次，措施后注水壓力下降1.0MPa，平均單井日增注31m3。其中NCF酸化33口井60個(gè)層段，措施后注入壓力下降0.6MPa，平均單井日增注26m3，壓裂21口井44個(gè)層段，措施后注入壓力下降1.4MPa，平均單井日增注39m3。周?chē)?20口采油井受效，日產(chǎn)液42.8t，日產(chǎn)油3.9t，綜合含水90.94%，日產(chǎn)油增加0.6t，含水下降0.79個(gè)百分點(diǎn)。

2.1.2 結(jié)合層間動(dòng)用差異，加大細(xì)分調(diào)整力度

以多學(xué)科油藏研究成果為依據(jù)，加大水驅(qū)精細(xì)開(kāi)發(fā)調(diào)整是水驅(qū)增儲(chǔ)挖潛的關(guān)鍵。細(xì)分調(diào)整50口注水井，層段數(shù)由3.66個(gè)增加到4.90個(gè)，滲透率級(jí)差由7.01下降到5.63，層段砂巖厚度由7.78m降到5.79m，有效厚度由3.09m降到2.68m，滲透率非均質(zhì)系數(shù)由0.5下降到0.45。同時(shí)保證三次測(cè)調(diào)，提高注水效果，周?chē)B通88口采油井，日產(chǎn)液由42.3t上升到46.2t，日產(chǎn)油由3.3t上升到3.7t，綜合含水由92.3%下降升到92.0t。

2.1.3 結(jié)合注采收效情況，抓好油井提液措施

注采系統(tǒng)調(diào)整后單砂體連通關(guān)系逐步完善，多向連通比例、水驅(qū)控制程度提高，合理進(jìn)行油井提液是提高開(kāi)發(fā)效果的一個(gè)重要手段。主要從三個(gè)方面著手：

一是加大措施力度，改造薄差油層。共實(shí)施各類(lèi)措施43口，措施后平均單井日產(chǎn)液54.4t，日產(chǎn)油5.0t，綜合含水90.86%，日增液30.6t，日增油3.7t，綜合含水下降3.92個(gè)百分點(diǎn)，累計(jì)增油1.64×104t。

二是加大長(zhǎng)關(guān)井治理力度，完善局部注采關(guān)系。共治理長(zhǎng)關(guān)井24口（壓裂5口，補(bǔ)孔6口，堵水3口，大修4口，檢泵6口），目前日產(chǎn)液1160t，日產(chǎn)油94t，綜合含水91.9%，累計(jì)恢復(fù)油2.2×104t。

三是加大調(diào)參力度，及時(shí)放大生產(chǎn)壓差。共上調(diào)參75口，調(diào)后平均單井日增液5.9t，日增油0.4t，綜合含水上升0.12個(gè)百分點(diǎn)。

2.2 合理協(xié)調(diào)新老井關(guān)系，提高注采開(kāi)發(fā)效果

注采系統(tǒng)調(diào)整后，新老注水關(guān)系的合理協(xié)調(diào)是提高開(kāi)發(fā)效果的關(guān)鍵。理論上注采系統(tǒng)調(diào)整初期新老注水井的配注強(qiáng)度比應(yīng)在0.85左右，根據(jù)油層發(fā)育條件及連通情況單井有所差異。為提高注采系統(tǒng)調(diào)整效果共對(duì)18口井實(shí)施匹配新老井注水關(guān)系的調(diào)整，對(duì)8口老井下調(diào)配注，對(duì)10口新投（轉(zhuǎn)）水井上提配注，平均單井日配注由124m3下調(diào)到113m3，日實(shí)注由120m3下降到108m3。為認(rèn)清注采系統(tǒng)調(diào)整后配注強(qiáng)度比的合理范圍，對(duì)128口注采受效油井的動(dòng)態(tài)變化及周?chē)吕献⑺渥?qiáng)度比進(jìn)行分析對(duì)比，發(fā)現(xiàn)新老井配注強(qiáng)度比在0.6～1.1時(shí)油井受效效果較好。

從地層發(fā)育條件看，油井發(fā)育基本相當(dāng)，新投（轉(zhuǎn)）注水井發(fā)育相差較大。當(dāng)新投（轉(zhuǎn)）注水井發(fā)育較好，與老注水井相差不大時(shí)（有效厚度比在0.6～0.8時(shí)），建議在注采系統(tǒng)調(diào)整初期將新老井新老井配注強(qiáng)度比保持在0.6～0.8之間；當(dāng)新投（轉(zhuǎn)）注水井發(fā)育一般，與老注水井相差較大時(shí)（有效厚度比在0.4～0.6），建議在注采系統(tǒng)調(diào)整初期將新老井新老井配注強(qiáng)度比保持在0.8～1.1之間。

3 注采系統(tǒng)調(diào)整取得的效果

注采系統(tǒng)調(diào)整后，周?chē)?28口受效油井目前日產(chǎn)液6110.6t，日產(chǎn)油432.0t，含水92.93%，相比轉(zhuǎn)注前，日增液478.6t，日增油74.0t，含水下降0.71個(gè)百分點(diǎn)，目前累積增油2.21×104t。新投油井累積增油4.95×104t，油轉(zhuǎn)水51口井，累積影響產(chǎn)油4.31×104t，隨著注采系統(tǒng)的深入受效，將全部彌補(bǔ)油轉(zhuǎn)水影響產(chǎn)量。

開(kāi)發(fā)形勢(shì)進(jìn)一步改善。主要表現(xiàn)在：一是兩類(lèi)油層注水強(qiáng)度得到進(jìn)一步改善?？刂茖佣巫⑺畯?qiáng)度由7.91m3/d·m降到7.73m3/d·m，加強(qiáng)層段注水強(qiáng)度由11.73m3/d·m提高到12.25m3/d·m。二是油層吸水動(dòng)用狀況得到改善。砂巖吸水厚度比例由63.9%提高到65.7%，有效厚度比例由77.1%提高到79.9%，砂巖動(dòng)用厚度比例由70.0%提高到72.2%，有效厚度比例由79.2%提高到81.3%。三是地層壓力穩(wěn)定恢復(fù)，低壓井比例降低。目前地層壓力10.01MPa，總壓差-1.28MPa，年壓力恢復(fù)0.24MPa。總壓差小于-1.0MPa的低壓井比例由65.7%下降到50.9%。

4 幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

4.1 加大油水井增產(chǎn)、增注措施和注水井細(xì)分調(diào)整是保證注采系統(tǒng)調(diào)整區(qū)塊受效效果的關(guān)鍵。

4.2 高含水開(kāi)發(fā)后期水驅(qū)要以“注好水、注夠水、精細(xì)注水、有效注水”為根本方針，加大細(xì)分調(diào)整和措施力度。

4.3 注采系統(tǒng)調(diào)整初期新老注水井的配注強(qiáng)度比應(yīng)根據(jù)地層發(fā)育條件保持在0.6～1.1之間。

（作者單位：大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠）

（編輯 李艷華）