利用注采调整时机 挖潜水驱开发效果

黑龙江 刘学庆

利用注采调整时机 挖潜水驱开发效果

黑龙江 刘学庆

目前萨北开发区北三西已进入特高含水期开采阶段，随着区块含水逐渐上升,部分开采层系注水与采液能力越来越不匹配，需要对目前注采系统进行适当调整。本文通过注采系统调整后油井动态变化受效特征进行跟踪，探索特高含水期水驱配套综合挖潜技术，精细方案编制、精细生产管理，及时实施配套技术，取得了阶段成果，又对其进行了分析总结。为今后其他区块精细挖潜调整提供了可借鉴的依据。

注采系统；地层压力；含水；措施挖潜

1 北三区西部基本概况

北三区西部位于大庆长垣萨尔图油田纯油区内，含油面积 18.50km2，地质储量 13098×104t，纵向上发育萨尔图、葡萄花、高台子三套油层，共分7个油层组，27个砂岩组，92个沉积单元。水驱北三西目前有五套开发层系，即开采萨尔图主力油层的基础井网；开采葡二、高台子和萨、葡、高台子中低渗透层的一次加密井网；开采萨尔图和葡二、高台子薄差层的二次加密井网。

2 油田开发中存在的主要矛盾

北三西水驱经过40多年的注水开发，进入特高含水期阶段，开采难度不断加大，各类油层动用状况仍存在较大差异，薄差层和表外层动用厚度仍然较低，为了更有效地发挥各套井网的潜能，需要对该区块开发状况进行分析研究，区块存在的矛盾主要表现在：

2.1 油水井数比偏高，注采系统仍不完善

根据注采平衡原理及合理油水井数比公式计算出，基础井网、一次加密调整层系、萨尔图油层二次加密调整层系的合理油水井数比分别为1.41、1.51和1.38，2008年6月我们针对注采矛盾突出的北三区西部一次加密调整层系和萨尔图二次加密调整层系进行了注采系统调整，到2009年底为止各套层系的实际油水井数比分别为1.38、2.16和1.77，仍高于合理油水井数比，同时注采调整前水驱控制程度相对较低，分别为83.0%和86.6%。调整后虽然得到提高，但仍需要做进一步的改善。

2.2 地层压力水平偏低，分布不均衡

自2006年底到目前，北三区西部连年降压关井，2009年水驱地层压力9.66MPa，总压差-1.58MPa，虽然年恢复0.12MPa，但较2006年上半年地层压力水平下降0.38MPa，平均年下降0.13MPa。同时各井点压力差异较大，压力分布不均衡，低压井比例较高。总压差在较合理范围之内井数比例一直在20%以下，特高、低压井数比例却一直高于53%。

2.3 水驱开发的对象逐渐变差，调整挖潜难度逐年加大

随着葡一组主力油层和二类油层进行注聚开发，水驱有142口油水井已经为其进行了层系封堵和停注，萨一组油层成为基础井网及二次加密调整层系开发的主要对象。由于萨一组油层多为三角洲外前缘相沉积砂体，油层发育较差，增产措施挖潜弥补产量递减的作用将越来越小。同时因为萨一组是套损多发层位，近几年已将其注水强度由14.3m3/d·m下调到目前的9.34m3/d·m。同时，因为大量封堵停注层段的存在，注水井依靠进一步细分调整提高注水质量的难度也将越来越大。截止到目前共有低效井、长关井161口，占水驱总井数的40.0%，影响开发效果。

上述分析表明，水驱目前开采矛盾突出，注采系统优化调整后，水驱开采矛盾得到缓解，因此我们要充分利用注采调整的有利时机，进一步挖潜水驱剩余油，保证水驱的开发效果。

3 针对开发矛盾，采取综合性调整措施

北三区西部针对以上问题和矛盾，在精细地质研究成果的基础上，通过注水调整、优化油水井措施，合理地进行压力系统调整，使得水驱开发取得了较好的开发效果。

3.1 结合注采调整，优化注水方案

我们利用注采系统调整时机加大细分调整力度共编制方案23口井，方案实施后注水层段由79个增加到109个，层段平均非均质系数由0.49下降到0.39。调整后周围43口采油井与调整前相比日增液63t，日增油12t，含水下降0.39个百分点。

同时针对匹配新老井注水关系编制方案12口井，方案实施后老井的注水压力由12.71MPa下降到12.45MPa，而新井的注水压力由11.03 MPa上升到11.35MPa，老井的注水强度由13.1m3/d·m下降到9.6m3/d·m，而新井的注水强度由5.2m3/d·m上升到7.4m3/d·m，调整后周围27口采油井与调整前相比日增液8t，日增油4t，含水下降0.33个百分点。

3.2 优化油井措施，缓解层间矛盾，同时治理长关井、低效井，改善开发效果

在高含水后期，为了挖掘剩余油，改善低效井的开发效果,必须以精细地质研究成果为指导,利用注采系统调整时机，实施油井措施25口井。平均单井日增油3.1t，累计增油0.27×104t，取得了较好的效果。一是为完善单砂体连通关系，提高水驱控制程度实施补孔9口，二是实施压裂10口，三是为改善油层动用状况实施压堵结合1口井，四是为提高注采系统调整效果，换大泵5口井。

同时结合注采系统调整共对16口长关油井进行治理，治理后日产液911t，日产油72.7t，综合含水92.02%，累计增油0.92×104t，还对10口低效井进行了治理，治理后日增液329.2t，日增油26.7t，综合含水下降1.6个百分点，累计增油0.275×104t。

4 取得的开发效果

4.1 注采状况得到改善

对比206口分层井，控制层注水强度由9.08m3/(d.m)下降到8.26 m3/(d.m)，加强层注水强度由12.0m3/(d.m)上升到12.3 m3/(d.m)，分注率达到94.32%，平均注水层段数由3.71个提高到3.88个。

同时吸水、动用状况进一步得到了提高。有效厚度吸水比例由80.3%增加到81.8%，动用厚度比例由79%增加到80.9%，由于水井方案调整加大了细分力度，所以有效厚度小于0.5m的中低渗透层动用状况得到较大改善，吸水、动用比例分别提高了3.8和3.4个百分点。

4.2 地层压力稳步恢复，压力系统向均衡过渡

一是分层系地层压力得到合理调整。基础井网、一次、二次加密调整井2010年地层压力分别为 10.3MPa、10.87MPa、8.91MPa，与 2009 年相比分别上升了 0.05MPa、0.14MPa、0.2MPa。

二是高低压井区间地层压力向合理范围过渡。从相同井压力分级变化情况看，总压差小于-1.0MPa的井区地层压力回升了0.22MPa；从不同井压力分级变化情况看，总压差小于-1.0MPa的低压井数比例减少了3口，总压差介于-0.5MPa与0.5MPa之间井数增加了1口。

4.3 水驱产量递减得到有效控制

一是注水调整工作见到成效。注水井增注措施9口，水井大修开8口井，采油井均不同程度见效，保证了水驱整体开发效果。

二是精心编制油井增产措施方案，保证特高含水期增产效果。实施油井增产措施25口井，年累计增产0.205×104t，减缓综合递减0.71个百分点。

水驱自然递减得到较好的控制。2010年上半年自然递减为2.24%，低于指标0.79个百分点，综合递减-0.1%，低于指标0.84个百分点。

4.4 产液结构得到进一步调整，含水上升速度减缓

在注水井精细调整基础上，进一步优化层系间、井组间产液结构，有效控制含水上升。目前水驱综合含水92.22%，与2009年年末相比下降了0.21个百分点。2010年精细注水井细分重组和方案优化，年增油0.42×104t，使全区含水下降0.09个百分点；实施油井压裂、补孔、三换等增产措施年增油0.205×104t，控制水驱含水0.04个百分点。

通过上述调整措施，2010年水驱年均含水92.38%，水驱含水上升速度得到了较好控制。

5 几点认识

5.1 充分应用精细地质研究成果，找出剩余油分布特点，优化综合治理措施，最大限度发挥油层潜力。

5.2 在高含水后期，进行注采系统调整可以增加可采储量，提高水驱采收率。

5.3 借助注采系统调整有利时机，加大油井补孔、压裂等措施改造力度，能更有效地完善注采关系。

（作者单位：大庆油田第三采油厂第五油矿地质工艺队）