F开发区块特高含水期水驱自然递减控制方法研究

唐艳芹 （中石油大庆油田有限责任公司第三采油厂地质大队，黑龙江 大庆 163113）

F开发区块1963年投入开发以来，经历过几次大的调整：“六五”期间通过非主力油层的井网加密调整，保持了稳产，没有出现递减；“七五”期间主要靠自喷转抽和综合调整，但含水由77.11%快速上升到85.96%，进入高含水后期开采阶段，老井产量自然递减率在10%左右；“八五”期间在纯油区全面实施二次加密调整，此阶段一次加密井递减率在7%～10%之间，二次加密井递减较快，全区自然递减幅度仍保持在10%左右；“九五”期间，依靠聚合物驱实现了连续10a稳产，1999年底全区含水达到90.17%，进入特高含水开采阶段；“十五”以来，由于纯油区西部聚驱相继进入注聚后期，纯油区东部受油层条件的限制聚驱效果变差，致使聚驱产量下降幅度大。另外，水驱进入特高含水期以后，各套层系间含水差异缩小，结构调整的难度加大，措施效果变差，三次加密井含水高、产能低，补产能力弱，因此，全区产量递减呈增大的趋势。

1 水驱自然递减趋势分析

“八五”期间，由于新投产的二次加密水井有40%左右的厚度同时为新老井注水，起到了新老井之间注水结构调整的作用，全区自然递减得到了较好的控制，由 “七五”末的11.9%下降到 “八五”末的10.2%；“九五”以后，由于二次井产量比例高、自然递减大，导致全区自然递减有上升的趋势，1997年达到了11.77%，1998年以后水驱进入特高含水阶段以后，含水上升速度有所减缓，自然递减有下降的趋势 （见图1）。

图1 F开发区水驱含水与自然递减变化曲线

从分层系自然递减看，基础井网自然递减较低，二次井和四条带由于开采对象差，采油速度高，自然递减相对较高。“八五”期间，通过实施 “稳油控水”工程，基础井的注水量和采液量得到了有效的控制，二次井投产后注水结构调整的作用也比较突出，从而使基础和一次井的自然递减得到了有效的控制。“九五”以后，加大了注水井措施增注及细分调整的力度，同时将周期注水的范围扩展到二、三条带和纯油区，“十一五”以来加大了长关低效井的治理，“十二五”期间进行了纯油区西部井震结合及注采系统调整，2013年开始在纯油区东部进行层系调整，从而使各套层系的递减均得到了较好的控制。

2 影响水驱自然递减的因素分析

1）剩余可采储量采油速度逐渐增高，产量递减率较大。递减率与稳产期长短及稳产期末可采储量采油速度有关，在稳产期采油速度一定的情况下，稳产期越长，递减率越大；在稳产期一定的情况下，递减率随稳产期可采储量采油速度的增大而增大［1］。该开发区年产油600×104t以上稳产了19a，500×104t以上稳产了31a，稳产期末可采储量采油速度达到1.81%。之后剩余可采储量采油速度逐年增加，由1990年的8.06%增加到2013年的14.60%，储采平衡系数由0.87下降到0.37，因此，该开发区产量递减率必然逐渐增大。

2）水驱井网各套层系的含水已非常接近，结构调整将更加困难。随着结构调整的不断深入，目前该开发区区块间、层系间的含水差异越来越小，使得水驱调整越来越困难。 “八五”期间通过结构调整取得了含水基本不升、产量基本不降的效果，到1995年底，层系间的含水差异已缩小到10%左右。 “九五”以后水驱调整仍然贯彻 “稳油控水”的开发方针，继续采用以结构调整为主的技术手段，水驱综合含水上升了5%，产液量基本保持稳定，年产量却由473.59×104t逐步降至363.56×104t。目前3者之间的含水已十分接近 （见图2），基础和三次加密井含水仅相差4.27%。从含水分级上看，目前全区含水大于90%的油井有1652口，占总井数的81.7%，但产液比例却高达90%。这部分井产液量高、含水高，调整潜力较小，虽然仍然致力于精细地质研究基础上的精细调整，但工作的难度和强度却成倍增加，结构调整已无法见到明显的效果。因此控制老井自然递减的形势非常严峻。

3）二次加密产量比例相对增加，控制全区自然递减的难度增大。二次加密井调整对象以有效厚度小于0.5m的薄差油层及表外层为主，储层条件差、油层吸水动用差异大。但是该层系注采比高，采油速度高，含水上升快，其自然递减一直比基础井网和一次加密井大。“九五”以后由于聚驱利用基础井数不断增加，目前已达到83口井，年产油48.76×104t，这部分产量归到聚驱产量后，使基础井的产量减少。另外，基础井封堵聚驱目的层的产量逐年增大，使基础井的产量进一步下降，进而使二次加密井的产量比例相对增大，二次井的递减结构系数由33.52%增加到42.80%，因此，今后，控制该开发区产量递减的难度进一步增大。

4）措施产量递减大。近几年，F开发区迫于产量压力，措施补产油量比例逐年增加，从而增加了控制自然递减的难度。2000年措施增产油量7.46×104t，2001年增产油量11.52×104t，2002年措施增产油量高达15.41×104t，2013年仍保持5×104t以上的年增油。从2007年以后措施井产量递减趋势看，措施后1～3a内递减幅度将达到20%～50%。另外，由于措施对象大部分集中在二次加密层系，因此，控制二次加密井的自然递减的难度进一步增大。

图2 F开发区分层系含水构成曲线

3 控制自然递减的思路及潜力分析

1）完善注采系统和水驱层系调整是控制老井自然递减的重要基础工作之一。针对F开发区油水井数比偏高，多相连通比例低的情况，计算出该开发区纯油区合理的油水井数比，并结合三次加密，搞好注采系统调整，进一步提高水驱控制程度，以缓解一、二次井注水强度大，注入压力高，采液指数下降幅度大的局面，改善注入、采出状况。

水驱全面完成纯油区西部井震结合注采调整和纯油区东部层系重组井网部署，增加水驱井位479口，多建产能22.48×104t，提高水驱采收率2.39%，增加可采储量246.51×104t。

2）扩大周期注水应用范围，提高水驱驱油效率。过渡带及纯油区的周期注水实践表明，在纯油区全面推广周期注水是可行的，因此，应该加大推广应用力度，将周期注水的范围推广到整个开发区，提高驱油效率，控制产量递减。

3）“十一五”以来加大了长关低效井的治理，一定程度上控制了水驱的自燃递减。截止到2013年累计治理843口井，2013年年增油5.51×104t，控制递减3.30%。目前仍有188口低效井和327口长关井有待于治理。

4）优化注水方案调整，进一步搞好细分注水工作 。通过多年来以细分注水为重点的注水结构调整工作，目前全区平均单井细分层段达到3.86段，每段内小层数5.2个，在目前的工艺技术条件下，进一步细分的潜力不大，但可对层段内渗透率级差大、小层数较多的注水井进行重组，同时进一步提高层段密封率和注水合格率，改善注水状况，控制含水上升速度，减缓老井自然递减。

目前，该开发区有需要进一步细分重组的注水井413口，连通油井582口，通过调整后可有效地控制这部分井的自然递减。

［1］方凌云，万新德 .砂岩油藏注水开发动态分析 ［M］.北京：石油工业出版社，1998.