油水井对应调整方法在龙虎泡油田萨高合采井区的应用

2013-12-01中石油大庆油田有限责任公司第九采油厂地质大队黑龙江大庆163853

长江大学学报(自科版) 2013年16期

耿俊（中石油大庆油田有限责任公司第九采油厂地质大队，黑龙江大庆163853）

龙虎泡油田萨高合采井区位于黑龙江省杜尔伯特蒙古族自治县境内，构造位置处于松辽盆地中央坳陷区龙虎泡－大安阶地龙虎泡背斜构造北部。该研究区砂体平面分布稳定性较差、相变快，表现出很强的储层非均质性［1］。2010年实施注采系统调整后，通过分阶段的注水井跟踪调整，取得了较好的效果。由于受储层非均质性的影响，在注采系统调整受效高峰期后，井区主要表现出平面动用不均衡的特征：主体席状砂部见效速度快，见效后含水率迅速上升；非主体席状砂动用较差，见效不明显，最终表现出储量动用程度低、采收率小的特点［2］。为此，笔者对油水井对应调整方法在龙虎泡油田萨高合采井区的应用进行了研究。

表1 不同类型油层动用状况分析表

1 油水井对应调整方法

针对注采系统调整受效高峰后暴露出见水井含水上升快，部分井层未受效的矛盾，对井区井层动用状况和动态变化情况进行了分析（见表1），认为下一步调整重点是控制见水层含水上升速度，其次应加强未受效井层的动用，做好产能接替。此外，做好未见水井层的超前调整，延长见水时间，从而保持较好的开发效果。

1）受效后见水层调整收效后见水层的调整主要针对2类见水方向油层进行调整：①老方向见水油层。该类油层由于转注后老注水井水驱方向减少，导致水驱优势方向含水上升，油井表现为含水持续上升。为此采取如下对策，即注水井上老方向控制注水，未受效方向加强注水；采油井上放大抽汲参数，释放老方向地层压力，使转注井与油井之间尽快建立有效的驱替压差，促进受效。②新方向见水油层。该类油层由于新方向注水前缘突破，油井含水上升，表现为含水先下降后上升。为此采取如下对策，即见水方向周期停注，未见水方向加强注水，由此平衡新方向之间压力场，促进油井多方向受效。通过调整，研究区10口见水井含水上升速度得到控制，综合含水率由73.3%稳定在目前的72.9%。

2）受效后未见水层调整为了延长见水时间，要了解超前调整的时机。为此，应确定水驱前缘［3－4］。

①以水井为中心，将水井累计注水量合理分配到油井方向，得到水井对应各个方向注水量（考虑到萨高合采井区储层非均质性强，在劈分水量时考虑了储层物性的影响）：

式中，Qi为水井对应油井方向的注水量，m3；SPi为自然电位，mV；hi为油井射开厚度，m；Q为水井单层注水量，m3。

②以油井为中心，将采油井产水量辟分到各个连通水井方向，得到油井对应各个水井方向上的产水量：

式中，qwi为油井单层单方向的产水量，m3；qw为油井单层产水量，m3。

③用体积法求出水淹半径rw：

式中，rw为水淹半径，m；η为纵向波及系数；h为储层厚度，m；Φ为孔隙度，%；Swi为束缚水饱和度。

则水驱前缘可以通过如下公式计算：

式中，R为水驱前缘，m；L为井距，m。

按照上述方法，对注采系统调整井区67口采油井1026个小层进行了水驱前缘计算，结果表明，受效层见水时的注水前缘距油井距离平均为90m （见表2）。

表2 萨高合采注采系统调整井区水驱前缘计算结果表

为防止受效方向过早见水，同时促进其他方向受效，对受效后还未见水的层，在注水前缘距离油井120m左右实施超前调整，延长受效有效期。通过超前调整，受效后未见水井综合含水由受效高峰时的75.4%稳定在目前的76.1%，日产油由52.2t稳定在51.8t。

3）未受效层调整 ①受层间干扰影响导致不受效的井层。调整思路为减缓层间矛盾，促进低水淹层受效。采取的主要对策：注水井上新方向加强注水，提高新方向注水能量；采油井上封堵高水淹层。②储层非均质性导致不受效的井层。调整思路为改变平面液流方向，促进低水淹方向受效。采取的主要对策：注水井上新方向加强注水，提高新方向注水能量；采油井上封堵高水淹方向油井，改变老注水井液流方向；压裂低水淹方向油井，改造储层导流能力。③老方向注水干扰导致不受效的井层。调整思路为平衡地下压力场，促进新方向受效。采取的主要对策：注水井上老方向控制注水，降低老方向地层压力；采油井上调大抽汲参数，增大生产压差，释放老方向地层压力，使新方向地层压力与油井地层压力间尽快建立有效驱替压差。通过超前调整，井区新增受效油井8口，受效比例由41.8%提高到53.7%，日产油由11.1t上升到27.7t。