水驱注采系统适应性评价方法研究与应用

2014-12-01孙为全

长江大学学报(自科版) 2014年32期

孙为全

（中石油大庆油田责任有限公司第二采油厂地质大队，黑龙江大庆163000）

一套井网注采系统的部署是油藏注水开发中最重要的部分，不同注采方式注入水波及体积不同，水驱采收率提高幅度也不同。在开采过程中水驱采收率随着油田不同含水、不同开发阶段中注水井吸水指数和采油井产液指数的变化而变化。因此，为提高采收率，必须要适时、合理地进行注采系统调整，以适应注采系统由弱到强的开发需要［1－4］。但就目前而言，对于井网注采系统适应程度的评价标准还缺乏统一的认识。因此，需要开展井网注采适应性研究，确定多项评价指标及合理的评价标准，从理论上为注采系统调整工作提供有效依据。

1 评价方法的建立

评价井网注采适应性，主要是分析注采井网是否适应油层的发育状况、注水与采液的匹配能力以及油藏压力系统的合理程度。因此，选择合理油水井数比、注水井注水压力、油井地层压力、油井流动压力、注采比和水驱控制程度等6项指标构成评价体系。

1.1 合理油水井数比

合理油水井数比（Row）的值等于吸水指数与采液指数比值的平方根，有2种确定途径：①利用具有较好代表性的典型相渗透率曲线；②利用油田实际生产数据，通过统计分析不同含水阶段采液指数、吸水指数变化趋势，确定不同含水阶段的合理油水井数比。计算公式如下：

式中，IPR为注采比，1；Jl为采液指数，m3／（d·MPa）；Jw为吸水指数，m3／（d·MPa）；Bo为体积换算系数，1；fw为综合含水率，1。

1.2 注水压力界限

多层砂岩注水开发油田的合理注水压力，是在不产生威胁套管安全应力前提下，并能获得最大产液量的注水压力。目前主要以低于油层的破裂压力为依据，即：

式中，Pimax为最高井口注水压力，MPa；h为油层顶界埋藏深度，m；系数为压力梯度，0.013MPa／m。

1.3 合理地层压力

一般要求地层压力保持在饱和压力以上和原始地层压力附近，总压差应该保持在－0.5MPa左右，最低压力时，总压差不能低于－1.0MPa。避免地层原油出现脱气，影响采收率。

1.4 油井流压界限

从提高采收率、发挥油井生产能力以及提高泵效的角度考虑，高含水期流压界限下限为3MPa。

1.5 合理注采比

合理注采比是能够保持合理地层压力，使油田具有旺盛的生产能力，降低无效能耗并能取得较高原油采收率的注采比。由于油田开发中各套井网开采对象存在交叉，高含水后期基础井网注采比的评价标准将0.8作为参考值，一次加密调整井网注采比的评价标准将1.3作为参考值，二次加密井网注采比的评价标准以1.5作为参考值。

1.6 水驱控制程度界限

水驱控制程度反映了水驱储量的控制程度。其是注入水体积波及系数的反映。参照水驱开发效果评价方法的标准，水驱控制程度在85%以上的为好，80%～85%为较好，75%～80%为中等，70%～75%为较差，低于70%为差。

2 应用

萨东部过渡带300m地区全区总井数248口，截至2003年全区累积注水5153.75×104m3，累积产油831.35×104t。一次加密井网总井数143口，其中采油井102口，注水井41口，累积注水296.16×104m3，累积产油29.91×104t。年注采比1.21。自然递减率达20.0%以上。

2.1 萨东部过渡带300m地区注采系统适应性评价

为改善该区开发效果，对该区开展了注采系统适应性评价。从评价结果上看，区块注采存在矛盾并主要体现在以下2方面：

1）加密井网油水井数比高于合理值，多向水驱控制程度指标偏低。目前井网油水井数比为2.49，与合理指标相差0.81。井网砂岩水驱控制程度为85.09%，其中单方向占50.61%，多向仅占8.64%。油层动用程度不均，驱油效果差，加密井网含水上升速度加快3.2%。

2）压力系统不合理，井网产量递减加快。①部分加密井网注水井启动压力高，吸水能力差加密井网注水井开井36口，日配注80m3，日实注61m3。其中完不成配注的注水井16口，油允压差0.54MPa，日配注70m3，日实注28m3；另有11口注水井顶允压注水，平均单井油压13.5MPa，日配注80m3，日实注65m3，油允压差0.25MPa，两者所占比例达到加密井网注水井开井数的75.0%。②注入系统注水状况差，满足不了井网进一步提高产液量的需求，采油井供液不足，区块产量递减加快。③压力系统不合理，加密井网采油井套损率高，严重影响区块开发效果。

统计沉没度低于100m采油井有34口，占开井数的41.46%，单井沉没度34.7m。产量小于2t的低效采油井52口，占开井数的63.41%，平均日产油0.67t。另有因供液能力差而低效关井的采油井20口，占总井数的19.61%。使井网自然递减率连续2年达到20%以上。

统计21口油水井测压资料，加密井网注采压差≥20.0MPa，高于合理界限近2MPa。极易引发套损。

目前萨东300m地区套损率已达14.86%。其中加密井网油水井套损较为严重，套损井数占全区套损井数的77.27%。2003年又新增6口，严重影响区块开发效果。

2.2 注采系统调整

通过解剖分析，确定现井网布井方式对所开采的薄差油层已表现出不适应，注采关系不协调，为此，依据宏观评价标准，对该区实施注采系统调整。

2004年，转注采油井17口，补孔转注9口，共补射100个沉积单元，平均单井补射砂岩11.5m，有效1.7m。转注后加密井网油水井数比由2.49∶1下降到1.64∶1。砂岩和有效厚度水驱控制程度分别提高4.54%和4.79%，多向水驱控制程度分别提高16.75%和15.98%。完全达到了合理指标的要求。

转注3个月后，井区41口新、老井网未措施采油井初见效果，受效前后对比，日增液140t，日增油13t，综合含水下降0.18%。转注当年，区块自然递减率8.95%，与转注前对比，减缓17.24%，含水上升速度由调整前的2.88%减缓到0.69%，减缓了2.19%。2005年，区块产量不递减，含水上升速度减缓到0.48%。井网注水压力下降0.46MPa，压力系统得到调整。套损速度较调整前明显减缓。同时方案预计提高采收率0.54%，增加可采储量9.68×104t。开发效果得到改善。