油藏工程特高含水階段節(jié)能方法探討與實踐

蔣越 蔣福江（.成都理工大學(xué)；.大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠）

大慶油田是非均質(zhì)多油層砂巖油田，進(jìn)入特高含水階段仍存在多套層系開發(fā)相互干擾，面臨層間矛盾、層內(nèi)矛盾、平面矛盾，如何控制油田開發(fā)中含水上升速度，控制中高滲透層注水、產(chǎn)液強度，平面上減少極特高含水井區(qū)注水、產(chǎn)液強度，減少低效、無效循環(huán)，進(jìn)而減少地面產(chǎn)出液處理，節(jié)省用電消耗和水處理費用，是我們節(jié)能降耗工作面臨的主要課題。

油藏工程節(jié)能降耗工作中起到龍頭作用。我們以精細(xì)挖潛示范區(qū)為引領(lǐng)，水驅(qū)利用精細(xì)地質(zhì)研究成果，精細(xì)調(diào)整提控，在低含水區(qū)塊、層系選擇低含水井組，提高產(chǎn)液量；在高含水區(qū)塊、層系選擇高含水井組，控制產(chǎn)液量。聚驅(qū)通過及時進(jìn)行注采跟蹤調(diào)整，加強注聚受效區(qū)塊跟蹤，并對不同區(qū)塊采取個性化停聚方案，實現(xiàn)控水控液。

1 控制低效循環(huán)，提高注水質(zhì)量

1.1 以“7788”細(xì)分注水技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)為手段，大力推廣注水井細(xì)分工作

采油廠總結(jié)創(chuàng)新的“7788”細(xì)分注水技術(shù)，即分層注水井層段內(nèi)小層控制在7個以內(nèi)、滲透率變異系數(shù)為0.7、層段長度控制在8m以內(nèi)，油層動用程度可達(dá)到80%。進(jìn)一步優(yōu)化井組間、層段間注采結(jié)構(gòu)，控制高含水井層的注水量、產(chǎn)液量，加強低含水井層的挖潛。共實施注水井細(xì)分及層段調(diào)整258口井。對269個高壓、高含水層段控制注水，日配注水減少1097m3，日實注水減少980m3。統(tǒng)計周圍441口未措施正常采油井，單井日增油0.4t，綜合含水下降0.36個百分點。其中以控水為目的的100口細(xì)分井，控制日實注1456m3，已累計少注水26.2×104m3。

1.2 推行“雙定雙輪換”分層注水新方法，保證注水質(zhì)量

油田進(jìn)入特高含水開發(fā)階段后，由于受油層條件等因素的限制，導(dǎo)致部分層段在常規(guī)注水狀態(tài)下仍然無法得到持續(xù)有效的動用。為此，提出了“雙定雙換”分層注水方法，通過“實測定性、按需定壓、輪換層段、輪換井點”的方式來實現(xiàn)“注好水、注到水、注夠水”的目的?！半p定”主要是重點結(jié)合注水井分層測試現(xiàn)場實際，通過測相同條件下的分層指示曲線，掌握各層段啟動壓力，判別各層段吸水能力差異，找出實際高滲透層，依據(jù)現(xiàn)場結(jié)果，確定層段性質(zhì)和注水強度。

對比分析95口井其中43個層段得到限制，配注減少850m3，對比注水壓力上升0.59MPa，周圍29口未措施采油井日產(chǎn)液減少2.03t，日產(chǎn)油增加0.2t，含水下降0.12%。

1.3 水驅(qū)實施注水井淺調(diào)剖，治理低效注采循環(huán)

淺調(diào)剖主要針對層段內(nèi)吸水差異較大，無法細(xì)分單卡的高滲透層進(jìn)行暫時性調(diào)堵?？上拗聘邼B透層注水，增加低滲透層的吸水能力，達(dá)到各層均衡注水，改善吸水剖面，進(jìn)一步提高采收率的目的。完成淺調(diào)剖279口井，日實注水降低2581m3，目前已累計少注水29.7×104m3。目的層吸水層數(shù)比例由77.8%下降到53.8%，相對吸水量由39.7%下降到16.4%。周圍未措施井368口井，平均單井日產(chǎn)液由69t上升到71t，日產(chǎn)油由4.7t上升到5.3t，綜合含水由93.2%下降到92.6%，沉沒度由264m下降到248m。

1.4 重配與細(xì)分相結(jié)合，提高注水工作效率

重新修訂了注水井重配管理制度，在注水井重配作業(yè)的同時與作業(yè)、細(xì)分、層段調(diào)整相結(jié)合。一是規(guī)范注水井重配流程，將原重配分三類，重配細(xì)分、重配層段調(diào)整、重配作業(yè)，節(jié)約成本、提高工作效率。實施重配細(xì)分井82口，按重配單井費用3.6萬元計算，節(jié)約費用295.2萬元，有效地實現(xiàn)節(jié)約生產(chǎn)成本。

1.5 聚驅(qū)深度調(diào)剖，控制低效無效循環(huán)，擴(kuò)大聚合物波及體積，提高驅(qū)油效率

針對注聚后期縱向非均質(zhì)性強，對井組存在聚合物突進(jìn)的井組實施體膨顆粒深度調(diào)剖，控制低效無效循環(huán)，改善油層動用狀況。既調(diào)整了層間矛盾，又調(diào)整了層內(nèi)矛盾。調(diào)剖目的層吸水厚度下降14.7%，吸水量占全井注水量比例下降16.2%。薄差層的動用程度得到提高。實施調(diào)剖20個井組，比其調(diào)剖前少注44000m3溶液，連通采油井的月含水回升速度與調(diào)剖前比較減緩0.06個百分點。

1.6 聚驅(qū)含水回升后期的區(qū)塊分站、分井組、分層段優(yōu)化停聚

早期注聚的南一區(qū)東部主力油層、北一二排西二類、斷東東塊二類和斷東西塊二類目前均處于含水回升后期，部分井各項經(jīng)濟(jì)指標(biāo)已達(dá)到注聚極限，聚合物干粉利用率降低，為此在綜合考慮各項指標(biāo)的基礎(chǔ)上對其進(jìn)行優(yōu)化停聚，其中對20口縱向油層發(fā)育差異大的油井，剩余油可通過注聚實施停層不停井的注聚方式進(jìn)一步挖潛，有效控制低效循環(huán)，年累計節(jié)約干粉116.6t，節(jié)約配置清水2.3×104m3，見表1。

表1 注聚后期區(qū)塊優(yōu)化停層停聚節(jié)能統(tǒng)計

1.7 聚驅(qū)實施個性化周期注入

北一區(qū)斷東東塊、西塊均處于注聚后期，為控制低效循環(huán)，進(jìn)一步改善開發(fā)效果，分別對54口井實施周期注入，年累計節(jié)約干粉225t，節(jié)約配置用清水4.2×104m3，見表2。

1.8 聚驅(qū)空白水驅(qū)和后續(xù)區(qū)塊單卡突進(jìn)層，控制含水上升

中區(qū)西部二類油層投產(chǎn)后，部分層段突進(jìn)，低效無效循環(huán)嚴(yán)重，為控制含水上升，改善薄差層動用狀況，對52口井突進(jìn)層實施了單卡，年累計控注2.7×104m3，控液控注2.64×104m3見表2。

表2 注聚后期區(qū)塊周期注入節(jié)能統(tǒng)計

2 優(yōu)化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整，控制高含水井層產(chǎn)液量

在依托油田成熟技術(shù)的基礎(chǔ)上，創(chuàng)新水、聚兩驅(qū)綜合調(diào)整技術(shù)，合理調(diào)整水、聚兩驅(qū)注水、產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，形成了科學(xué)控制注水量、產(chǎn)液量技術(shù)對策。

2.1 優(yōu)化機采井參數(shù)及控水控液

水驅(qū)通過動態(tài)跟蹤分析含水、沉沒度等值圖變化情況，在高含水、高產(chǎn)液區(qū)塊選擇控液井組，實施下調(diào)參數(shù)。同時，相應(yīng)注水井進(jìn)行匹配調(diào)整。已實施了901口井，年降液3.81×104t。

2.2 個性化堵水方案，控制高含水井層產(chǎn)液量

主要是對水驅(qū)采油井含水大于97%、日產(chǎn)液量大于80t、沉沒度大于500m、井況良好的高含水井層，有針對性地進(jìn)行堵水，封堵高滲透、高產(chǎn)水層或下調(diào)參數(shù)，從而控制高含水井層的注水和產(chǎn)液。實施堵水48口井，年降液量11.17×104t。堵水井區(qū)注水井相應(yīng)下調(diào)水量34口，年少注水16.32×104m3。

2.3 聚驅(qū)應(yīng)用長膠筒封堵，控制后續(xù)水驅(qū)期主力油層低效循環(huán)

推進(jìn)長膠筒封堵配套技術(shù)，綜合挖潛注聚后期主力油層區(qū)塊剩余油，進(jìn)一步改善區(qū)塊開發(fā)效果。通過細(xì)分堵水，封堵厚層高水淹部位，挖掘?qū)觾?nèi)剩余油潛力，后續(xù)區(qū)塊20口井實施長膠筒封堵，年累計控液37.74×104m3。

3 結(jié)束語

油藏工程管理節(jié)能方面主要是針對高壓、高含水井組控制注水量、采取短周期采油（間抽）、恒油控液調(diào)參、優(yōu)化停聚、周期注聚等措施，以控液為核心，控制采油井無效采出；以綜合調(diào)整為基礎(chǔ)，減少注水井無效注入。同時結(jié)合技術(shù)改造節(jié)能，主要是以細(xì)分為主、注水井深淺調(diào)剖、高含水井堵水、轉(zhuǎn)注等實現(xiàn)油田開發(fā)的節(jié)能降耗。