敖包塔油田减少无效注水的实践与认识

2012-10-13黄小璐大庆油田有限责任公司第七采油厂

石油石化节能 2012年7期

黄小璐（大庆油田有限责任公司第七采油厂）

敖包塔油田减少无效注水的实践与认识

黄小璐（大庆油田有限责任公司第七采油厂）

对于注水开发的低渗透油田，减少无效注水是提高采收率及节能降耗的重要途径。由于敖包塔油田油层条件差，渗透率低，层间矛盾突出，大量注入水很难进入低渗透层段驱油。而且，近两年敖包塔油田扩边井开采初期的注采比较高，大大地影响了油田的开发效果。为了减少无效注水，使注采比趋近于合理，同时也达到节能降耗的目的，敖包塔油田采取了周期注水、单层轮换注水、细分注水、高含水井间抽等一系列措施。通过对这些措施的机理及效果进行分析、评价、总结经验，探讨减少无效注水方法的可行性。

周期注水单层轮换细分注水高含水间抽

1 采用周期注水，减少无效注水

1.1 周期注水原理

周期注水是利用周期性地提高和降低注水压力的办法增加油层系统的弹性能量[1]，在油层内产生不稳定压降和在不同渗透率小层之间，产生相应的液体不稳定交换渗流。由于地层宏观非均质性引起的不均衡的不稳定压力降，使水流入低渗透率油层。受介质的微观非均质性引起的毛管滞留作用，将水滞留在低渗透带。毛管力使低渗透小层中的油被水驱替出来，从而达到降低油井含水率和提高产油能力的目的。

1.2 周期注水方案的确定

1.2.1 周期注水时间的确定

周期注水效果的好坏在很大程度上取决于周期注水间注时间的长短。合理的间注周期即要保证停注后油水转换所需时间，又要使油层保持一定的压力水平，确保产油量相对稳定。

周期注水的时间按下式计算：

式中：

E——注水井排与生产井排之间的距离，cm；

a——地层导压系数，cm2/s；

K——地层渗透率，μm2；

ϕ——地层孔隙度，%；

μ——原油黏度，mPa·s；

Ct——综合压缩系数，1/10-1MPa。

利用注水强度公式确定层段的注水强度和注水量。

1.2.2 合理注水量的确定

对不同区块采取不同的注水政策，压力低于原始地层压力的区块，注水量保持注采平衡，周期注水量应在稳定注水量的90%以上，压力高于原始地层压力的区块，可以低于注采平衡注水，缓解水窜水淹的矛盾。

首先，按下述公式劈分井组产水和产油量：

式中：

Qw——油井劈分给某水井或某层段的产水量，t/d；

Qo——油井劈分给某水井或某层段的产油量，t/d；

KiHi——与水井连通的井的地层系数，μm2·m；

qw——油井产水量，t/d；

qo——油井产油量，t/d；

A——常数（油井为边井时，A=1；油井为角井时，A=0.7）。

然后，按下列公式计算井组或层段注水量：

式中：

W——水井或层段配注水量；

IPR——注采比；

B——油层性质常数（好油层B=0.9，差油层B=1.1）；

C——油层沉积韵率常数。

1.3 周期注水的效果

以茂71区块为例，截止到2011年6月茂71区块共执行周期注水36口井，其中单层轮换的注水井中执行周期注水13口，日注水量减少99.2m3，其它周期注水井23口，日注水量减少383.5m3，若不实施周期注水，目前注采比为4.17，实施周期注水后，目前注采比为2.07。茂71区块的产量、注采比的变化情况见图1、图2。

图1 茂71区块产量变化曲线

图2 茂71区块注采比变化曲线

统计茂71区块的测压资料见表1。

表1 茂71区块地层压力统计表

通过对比可看出，周期注水后，注水量减少了，产量稳中有升，地层压力趋于稳定，注采比降低，减少了无效注水。

2 开展单层轮换注水，减少无效注水

2.1 单层轮换注水方案的确定

根据连通油井的厚度及注水受效情况，降低与注水井东西向连通较好油层注水强度，以达到使油层均匀受效的目的，利用注水强度公式确定层段的注水强度和注水量。

式中：

Q——注水量，m3；

H——油层厚度，m；

A——含油面积，m2；

ϕ——地层孔隙度，%；

So——含油饱和度，%；

ν——渗流速度，m/s；

fw——含水率，%；

B——原油体积系数；

IPR——注采比。

2.2 推广单层轮换

由于在敖157区块的单层轮换实验效果较好，在敖南油田又推广了单层轮换。敖南油田茂72区块水平井区共有54口注水井，周围控制60口油井，由于油层发育较差，单井产能低仅为1.8t，注采比偏高，2008年一季度注采比达到9.2，按照原全井周期注水方案，后9个月注采比为4.66，年注采比达到5.79，为了降低注采比，提高开发效果，针对该区块注水井均不多于三个注水层段，适合实施单层轮换注水的情况，对该区块54口注水井采取了单层轮换注水方式注水，方案自2008年4月份开始组织实施。通过实施单层轮换注水，日注水量减少679m3，周围的油井产量在正常递减范围内，目前注采比降为2.04，减少了无效注水。

单层轮换注水井区共60口油井，与试验前2008年4月份对比，日产液由101t上升到112t，上升11t，日产油由97.8t上升到101t，上升3.2t，含水由3.3%上升到9.2%，上升5.9个百分点，沉没度由362m上升到369m，上升7m。

扣除10口措施井，对比50口未措施井，与试验前2008年4月份相比，日产液由87.5t稳定到86.3t，日产油由84.2t下降到76t，下降8.2t，下降9.7%，在正常递减范围之内，含水由4.0%上升到11.9%，上升7.9个百分点，沉没度由327m稳定到329m。

3 实施细分注水，减少无效注水

3.1 细分注水的原理

细分注水是控制无效注水、提高储层动用程度的一项有效措施。根据吸水剖面、分层测试成果等资料确定出无效注水层，对油层多、油层间隔层小、吸水差异大的注水层段，利用封堵技术将与高含水主要吸水层邻近的薄层封堵掉，实现细分注水的目的;利用厚油层内的物性夹层作为隔层，通过封堵底部高吸水部位，改善厚油层顶部的吸水状况[2]。

3.2 实施细分注水的效果

1999-2010年间共实施细分注水18口井，注水井敖266-84井细分前分两个层段注水，配注了20m3，其中葡I7-8层配注10m3，但该层段层间差异大，层间矛盾突出，从吸水剖面上可以看出葡I8层不吸水，见表3。细分前环空找水成果表显示该水井连通的两口油井敖266-82井葡I7层、敖266-86井的葡I8层动用程度较差（见表2、表3）。连通水井敖266-84井为了缓解葡I7、葡I8层的层间矛盾，进行细分调整，将葡I7-8层细分，其中葡I7层、葡I8层各配注10m3，全井配注30m3。细分缓解了层间矛盾，提高了油层动用程度。细分后油井见效明显，其中敖266-82井日产油上升1.03t，提高了注入水的利用率，减少了无效注水。

表2 敖266-82井产液状况表

表3 敖266-86井产液状况表

4 实施高含水井间抽，减少无效注水

4.1 高含水间抽机理

对于高含水比较集中的井区，由于注入水的长期冲刷,在部分储层内油水井间形成了不利于提高驱油效率的高渗透通道,导致大量注入水沿高渗透通道做无效注采,很难能再扩大水驱波及体积,降低了油井产量。通过对部分高含水井采取间抽，防止注入水被抽吸出来，形成无效循环。

高含水层正常生产时它对低含水层产生干扰，使其不出油甚至层间倒灌，而间抽关井后，一方面由于交渗作用降低高含水层压力，可使油井开井后层间压差减小；另一方面高含水井间抽关井后，采出井点减少，注采系统发生变化，注入水的流动方向发生改变，油井受效方向增加，使周围油井受到了注水效果，有效调整平面矛盾，提高周围油井产油能力，提高注入水的利用率。

4.2 高含水间抽油井周围油井情况

为了控制高含水井区的无效注采，实施间抽24口井。周围18口井见到效果，平均单井日增液0.2 t，日增油0.2t，动液面稳定。

通过对比可看出，实施高含水油井间抽，有效的提高了周围油井的产能，控制了无效注采，同时还达到节电的目的。