大路沟二区精细注采调整技术研究及应用效果

2015-10-27杨啟桂赵天福李成美杨国强

石油化工应用 2015年6期

关键词：大路单井含水

杨啟桂，赵天福，李成美，杨国强

（中国石油长庆油田分公司第四采油厂，宁夏银川750006）

大路沟二区精细注采调整技术研究及应用效果

杨啟桂，赵天福，李成美，杨国强

（中国石油长庆油田分公司第四采油厂，宁夏银川750006）

靖安油田大路沟二区长6油层属于储层丰度低，岩性致密，储层物性差，层内非均质性强的特低渗透岩性油藏，该区原始地层压力低，饱和压力较高，地饱压差小，加之边底水不发育，自然能量贫乏。针对开发过程中自然递减大，注水见效困难、裂缝发育、水驱动用程度低等问题，提出了分注水单元开发、注水量调整、周期注水等精细注采调整技术，通过应用制定的技术政策，油田注水逐步见效，自然递减减缓，取得了较好的开发效果。

注采调整；周期注水；化学调剖

目前大路沟二区主力区共有采油井617口，目前开井578口，日产油水平573.1 t，单井产能0.99 t/d，综合含水52.5%，处于中含水开发阶段。地质储量采油速度0.49%，地质储量采出程度5.41%，注水井253口，目前开井211口，日注水平3 908 m3，单井日注18.5 m3。通过近几年的温和注水，地层压力逐年下降，目前全区地层压力为11.62 MPa，压力保持水平为101%，其中24口可对比井压力11.01→11.08 MPa，整体保持稳定，但平面压力分布不均。

1　开发中存在问题

1.1地层压力分布不均，局部高压区发育

大路沟二区坚持温和注水的技术，2009年以来地层压力略有下降，但地层压力分布不均，局部高压区发育，造成微裂缝开启，油井含水上升快；且低压区油井见效程度低，剩余油未有效动用。

1.2裂缝高渗带发育，损失产能大

大路沟二区非均质性较强，裂缝高渗带发育，历年见水及水淹油井72口，损失产能100 t。

1.3油藏储层物性差，平面非均质性强，单井产量低

大路沟二区油层物性差，属于典型的低渗透油藏，具有孔隙度、渗透率低的特点，并且平面上物性差异大，物性较差的区域产能相应的也低。

由于投产初期高含水井和后期水淹井较多，造成油井单井产量低。其中产量小于1 t的井共333口，占开井数的57.6%，平均单井产能仅0.45 t，这些井的存在极大影响了油田开发效果。

图1　

1.4部分注水井吸水状况差，水驱储量动用程度低

大路沟二区目前注水井开井211口，水驱动用程度74.6%，吸水均匀188口，占89.1%，受储层非均质性影响，吸水不均井23口（上部不吸水14口，下部不吸水9口），占10.9%。吸水均匀井表现为五种特征：箱状吸水140口、下部吸水多29口、上部吸水多15口、上部和下部吸水都差5口、中间吸水差2口。

2　精细注采调整技术的研究及应用

针对开发中存在的各种问题，通过强化地层认识，加大分析力度，根据不同区域储层物性及动态变化，不断进行注水量及注水方式的调整，寻找最优化的开发技术对策。

2.1深入探索分区域开发技术政策，均衡平面能量分布

根据储层物性、开发特征等的不同，将大路沟二区划分为七个注采单元，并对每个注水单元探索制定合理的技术方案，结合每个注水单元动态变化特征，进行有针对性的调整（见表1）。

表1　

精细单井注水量调整：2014年依据压力分布情况，采取“整体温和，局部调整”的注水调整思路，精细注水量调整，均衡平面压力分布。针对压力保持水平高，注采比偏大，井组含水上升及调配遇阻，存在含水上升隐患分注井组实施控制注水，共计下调配注51井次，共下调水量149 m3。调整井组注采比由注采比：4.97下降到4.30（见表2）。

表2　大路沟二区注水调整实施情况统计表（控制）

实施效果一：与调整前相比，控制注水对应38口主向油井日产液、日产油、含水稳定，对应113口侧向油井液量有所下降，含水上升趋势得到有效控制；16口遇阻分注井控制注水后对应油井整体生产稳定，主向油井液量略有下降，含水上升速度减缓（见表3）。

表3　大路沟二区2014年1-10月份注水调整效果统计表

实施效果二：与2013年10月份相比，控制注水区自然递减由7.9%下降到7.7%，含水上升率由2.9%下降到0.8%，与注水调整前相比，对应井组生产情况基本稳定。

2014年加强注水5井次，共计上调注水10 m3，注采比由2.81上升到3.12，与调整前相比，对应10口主向油井日产液略有上升、含水稳定，20口侧向油井液量下降趋势得到控制，含水稳定，调整效果较好（见表4）。

表4　大路沟二区2014年注水调整效果统计表（加强）

2.2实施区域周期注水，控制井组含水上升

周期注水机理：周期性地改变注水量，在地层中造成不稳定的压力场，使流体在地层中不断地重新分布，从而使注入水在层间压力差的作用下发生层间渗流，促进毛管渗吸作用，增大注水波及体积，改善剖面吸水状况，提高采收率。2014年共实施24个井组（中部6个井组，东北部18个井组）。

实施效果：周期注水区域地层压力保持水平逐步下降，由2009年的108.3%下降到104.1%，高压区地层压力得到控制；两项递减及含水上升率逐年下降，自然递减由13.9%下降到4.0%，含水上升率由9.3%下降到0.9%，开发效果变好。

2.3实施区域周期注水，控制井组含水上升

针对裂缝或高渗带水淹，井组油井含水上升，水驱变差，产量下降井组开展区域化学调剖，控制含水上升，恢复水淹井产能。2014年实施6口；注水压力由9.3 MPa上升到9.6 MPa，水驱指数由1.6 m3/t下降到1.5 m3/t，存水率由0.51上升到0.72。

实施效果：对应油井39口，见效井20口，见效后单井日产油由1.5 t上升到1.8 t，综合含水由57.0%下降到44.3%，累积增油495.2 t，累积降水1 408 m3，措施效果较好。恢复水淹井油井8口，调剖前后单井产能由0.2 t上升到0.6 t，目前单井日增油0.4 t，日增油3.4 t，累计增油223 t（见表5）。

2.4实施分层注水，改善油藏开发效果

目前，大路沟二区共有分注井125口，主要分布在油藏北部、东南部、中部。大路沟二区自2012年全面实施分层注水，全区分注率由2011年的18.7%上升到58.1%。分注层位有：长611/长612（北部）、长612/长62（东南部）、长612（中部层内），水驱动用程度：75.8%。

实施效果：分注区水驱储量动用程度逐年上升，且高于全区平均水平，从含水与采出程度关系曲线可以看出开发效果较全区要好（见图2）。