油田低效循环综合治理方法研究

2011-11-16冯立珍曲顺才

石油石化节能 2011年3期

关键词：层段小层细分

冯立珍曲顺才

（1.大庆油田有限责任公司第九采油厂；2.大庆钻探集团地质录井一公司）

油田低效循环综合治理方法研究

冯立珍1曲顺才2

（1.大庆油田有限责任公司第九采油厂；2.大庆钻探集团地质录井一公司）

针对油田低效循环的实际，研究了减缓含水上升速度的方法。对于纵向非均质高渗透层形成的低效循环主要通过周期注水来治理，厚油层形成的低效循环主要通过细分注水、组合注水层段、精细油井堵水、调剖来治理，达到提高采出程度，提高油田经济效益的目的。

低效循环细分注水周期注水堵水调剖数值模拟

D O I:10.3969/j.i ssn.2095-1493.2011.03.014

1 概述

1.1 低效循环形成机理

我国注水开发的油田大多经历了几十年的开发与调整，目前绝大部分油田都已进入注水开发后期，油井高度含水，已经超过了开采的经济极限。陆上砂岩油田经过长期的注水开发，油藏储层受到注入水的长期浸泡冲刷和油层本身的非均质性，流体的性质、动力学特征和储层物性发生了明显变化。这种储层物性和流体参数的变化不仅影响储层流体的运动状态，而且疏松砂岩油藏进入高含水期后，注入水主要沿各沉积单元的高渗透层突进，在部分储层内油水井间形成了不利于提高驱油效率的低效循环，导致水洗厚度基本不变，大量注入水沿低效循环带做低效循环，逐渐形成油、水井间相互连通的高渗透强水洗低效循环带。

1.2 低效循环研究的目的和意义

低效循环造成油层形成特高级别水淹、注入水走向单一，从而降低注入水纵向和横向的波及体积。一方面，在垂直方向上，层间、层内干扰严重，纵向波及系数难以提高，注入水直接沿低效循环带窜流到油井，使得油井过早见水，含水率明显上升，并导致其他较低的渗透率的地层被干扰，无法被水波及到，降低了油的采收效率。另一方面，在平面上，水由低效循环方向大量流走，同层位其他方向水未波及到，形成极其严重的平面矛盾，降低了平面波及系数。低效循环带的存在，导致油田采收率低、生产成本上升，开发效益下降，给油田开发带来巨大压力。如何采用正确的方法治理低效循环的问题，已成为现在油田行业提高经济效益的一个重要问题。

针对高含水期低效循环严重的问题，必须采取强化细分注水、精细油井堵水的方法，不断优化注采调整，控制无效、低效注采循环，才能有效减缓含水上升速度。

2 细分注水

加强层内细分注水，可以实现控制无效注水和增加有效注入并重。厚油层内动用程度存在较大差别，单一河道韵律段上部剩余油较为富集而韵律段下部注采低效循环严重。因此，要扩大注水波及体积，提高油层吸水厚度，必须封堵河道韵律段内油层性质好、注水倍数高的水淹部位，加强低吸水部位有效注水，实现注水量由油层的高渗透部位向低渗透部位转移，改善河道砂体内部的开发效果。

2.1 层内细分注水的条件

通过厚油层内注水差异、结构界面发育状况、低效循环与剩余油分布部位的研究，适合层内细分注水应具备以下条件：厚油层内吸水差异较大，低效循环严重；封堵工艺的发展为层内细分提供了一定手段。

2.2 层内细分注水的主要做法

（1）多期河道迭加的厚砂体，由于上部受底部低效循环层干扰动用相对较差，利用积单元间较稳定界面的渗流遮挡作用，封堵低效循环部位，加强吸水差部位注水。

（2）由于低弯曲分流河道砂体底部与周围井连通较好，低效循环严重，而顶部连通较差，油层动用较差，利用较稳定侧积夹层进行层内细分，封堵底部低效循环部位，加强顶部注水。

（3）点坝砂体是由于侧向迁移加积形成，层内沉积夹层具有上部多底部少且倾斜分布的特点，顶部剩余油富集而底部低效循环严重。因此，在搞清不同点坝砂体内部沉积特征、夹层发育状况的基础上，分析剩余油与低效循环部位，利用长胶筒封堵低效循环部位，提高油层动用程度。

3 周期注水

层内非均质油层在常规注水情况下，由于交换作用，高、低渗透部位之间压力处于均衡状态。而在周期注水停注或减少注水量半个周期内，由于含油饱和度和渗透率的差异，高渗透部位压力下降快，低渗透部位压力下降慢，导致同一时刻内高渗透部位压力较低，低渗透部位压力较高，产生部位间的附加压力差，使油水从含油饱和度较高的低渗透部位窜向高渗透部位。在一个完整的周期内，有更多的水从高渗透部位（通常是高含水层）窜向低渗透部位（通常是低含水层），更多的油从低渗透部位窜向高渗透部位，扩大水驱波及体积，增加层段内的水驱均匀性，改善水驱开发效果。这种方法主要用于治理纵向高渗透层低效循环。

4 精细油井堵水

4.1 对厚油层内低效循环部位进行层内堵水

对于厚油层若按常规方法堵水虽然可控制无效产水，但也损失部分储量。通过对厚油层内结构单元注采关系和动用状况分析，找出层内低效循环部位，然后利用层内结构界面遮挡作用，采取长胶筒方法进行层内堵水，达到在控制厚油层内无效产出的同时提高层内动用程度的目的[1]。

层内堵水的技术难点：①基础井网射开油层多、厚度大，在多个厚油层存在低效循环的情况下，多段层内封堵难度大，如部分封堵，因受干扰而达不到挖潜目的；②结构界面稳定性的判断难度较大；③层内低效循环的识别、剩余油分布规模的判断上难度较大；④厚油层内潜力部位岩性较差，封堵后供液能力和接替潜力的判断上难度较大。

解决思路：①通过储层精细解剖方法，研究结构单元砂体连通状况、层内结构界面发育特征，识别厚层内低效循环主要单元；②通过油水井动态变化特性，研究井组注采关系、生产状况，识别低效循环发生时间与层段；③通过油藏动态监测资料，研究水井历年吸水特征、压力变化特征、产液剖面状况，识别层内低效循环重点部位，并结合井况条件，优化层内精细堵水方案。对厚油层内低效循环部位堵水井，进行层内堵水措施后原油含水值下降大幅，增油效果较好，原油含水上升及产量递减速度较慢，有效期较长。

4.2 释放原堵层潜力，调整层段精细堵水

随开采时间的延长，目前部分接替层也成为高含水无效生产层。因此，对于此类井需调整堵层重新注水。调换堵层技术难点：以往堵水为大段笼统堵水，堵前含水较高，原堵层中潜层寻找难度较大；综合识别目前生产层位低效循环部位难度较大。

解决思路：①对于原堵层，通过井组注采关系、堵后水井吸水状况分析、原堵有效性分析，识别原堵层潜力层与低效循环层；②对于目前生产层，通过井组注采系、油层监测资料分析、封堵后动态变化特征，识别目前生产层低效循环重点部位[1]。在储层精细解剖的基础上，综合判定原堵层潜力部位与现生产低效循环部位，优化换堵层精细堵水方案。

4.3 对低效循环层段进行层段堵水

对河道砂高渗透层及湖相沉积水下分流河道砂体的高渗透条带方向位进行封堵，控制低效循环，减少层间干扰，提高储层动用程度。

4.4 在原堵水层段基础上，封堵新增高含水层段

油井封堵高含水层段后，生产一段时间部分生产层又成为高含水油层。因此，应增加封堵层位，控制油井低效循环。

5 调剖

对于不能进行细分单卡控制无效注水的井层，通过浅调剖进行调整。主要包括两种类型，第一种是层段内高渗透主要吸水层与低渗透差油层之间夹层小，封隔器卡不开；第二种是主要吸水层与不吸水层之间封隔器可以卡开，但单井注水层段已达5段以上，进一步细分注水层段受到工艺和测试条件的限制。对于层内存在无效注采循环且剩余油较多的厚油层，可以通过深度调剖控制无效注采。室内物模实验和岩心水洗资料均已经说明，含水90%以后，厚油层内一方面存在较多剩余油，另一方面由于层内非均质，80%多的注入水沿高渗透强水洗带突进。因此，深度调剖应是控制层内无效注采，挖潜剩余潜力的主要手段[2]。这种方法主要适用于厚油层形成的低效循环。

6 低效循环治理数值模拟研究

以利用细分注水治理正韵律厚油层底部形成的低效循环为例，设计了3个方案，方案1模拟治理前的生产情况，方案2和方案3模拟治理后的生产情况，见表1、2、3。

表1 方案1各井生产数据

三个方案中模型均是正韵律厚油层模型。油层厚度均为4 m，每个小层厚度均为1 m，中间有雾性隔层，厚度为0.2 m，油层顶部渗透率为0.2 μm2，底部渗透率为0.8 μm2。各层注入量分别为：第一小层8.0 m3/(m·d），第二小层6.0 m3/（m·d），第三小层4.0 m3/（m·d），第四小层2.0 m3/（m·d）。

方案1采用合注合采的生产方式生产。方案2是在高渗层含水率达到98%时，关闭该小层，然后采用合注合采的方式生产。方案3是在高渗层含水率达到98%时，关闭该小层，然后采用分注合采的方式生产。

由以上各模型生产数据（表1～表3）可以看出，治理前，当正韵律厚油层达到较高含水率时，顶部小层产油量多。产水量少，底部小层产油量少，产水量多，底部小层对产油贡献较小，注入水主要沿底部小层突进，利用率低，形成了低效循环。治理后，当正韵律厚油层达到较高含水率时，顶部小层产水量和产油量接近相等，注入水沿整个油层驱替，增大了注入水垂向波及面积，提高了注入水的利用率，且各层采出程度和全区采出程度都有较大提高，达到了治理低效循环的目的。