S开发区特高含水开采阶段降本增效的主要做法及效果分析

米冬玲 袁媛（大庆油田有限责任公司第三采油厂）

油田特高含水开采阶段降本增效可以从油藏工程、采油工程和地面工程等方面开展工作，笔者仅通过精细注入井方案调整，三次采油区块实施深度调剖，开展周期注水等油藏工程方面工作[1]，水驱以“控递减、控含水、提效益”、三次采油以“降成本、提效率”为主线，在确保完成产量任务、保证开发效果的前提下，突出产量效益，突出降本增效。

1 开发效益状况分析

S开发区综合含水接近95%。其中水驱含水95.07%，层系间含水接近，结构调整余地小，措施选井选层难度大、层系井网调整潜力小，“控含水、控递减”难度逐渐加大；聚驱全面处于注聚后期和后续水驱阶段，后续水驱区块液量高、含水高、低效无效循环严重；弱碱三元复合驱推广规模不断扩大，开发效益压力进一步增大。按照单井效益普查结果，2017年底开发区低效益井669口，平均单井日产液17.1 t，日产油0.4 t，综合含水97.6%，井数比例达到13.3%，产量比例为1.9%，其中日产油0.5 t以下井数比例71.2%，含水95%以上井数比例为83.9%，呈现出产油量低、含水高的特点。

2 降本增效的主要做法及效果

S开发区以“注好、注够、精准、有效”注入为基本原则，在储层精准描述研究的基础上，识别出渗流优势通道[2]，优化出调控方式，实现降本增效。针对低产高渗透高含水的低效无效层，采取停控、调剖及堵水措施，控制低效无效注采；针对高压高渗透高含水的低效无效层，采取周期注水措施，控制低效无效循环。

2.1 深化地质研究，识别优势通道

S开发区以多学科精细油藏研究成果为指导，在区块精细数值模拟的基础上，采用“累积概率统计法”，分析不同渗透率、不同含水率注采单元内流量累积概率与井层累积概率分布关系，优选日注水量、注水强度、油井含水、井间渗透率等4个参数建立优势渗流通道识别技术界限，同时基于渗流力学解析解，通过相渗曲线、油水黏度比、累注水量等，计算分层注采单元流管内饱和度的分布，实现井组间低效无效循环可视化输出（图1），从而指导区块控水控液工作。通过优势渗流通道界限判定结合井组间可视化筛查，S开发区共识别出存在渗流优势通道的井有1 022口，无效循环层1 660个，比例达到8.64%。

图1 渗流优势通道识别技术流程

2.2 优化方案调整，控制低效注入

全区实施注水井方案调整1 113口井，累积控制无效注水108.41×104m3，控制无效产液35.72×104t。其中，水驱实施高含水层控注151口井，日注入量减少2 471 m3，周围448口采油井日增油28.3 t，累计控制无效注水43.16×104m3，周围采油井控制无效产液9.87×104t，增油0.25×104t；三次采油针对部分井区含水回升快及三高井区，控制高渗透、高水淹、高含水层注入，提高聚合物利用率，优化方案962口，日注入量减少5 204 m3，累计控制无效注水65.25×104m3，节约聚合物干粉511 t，周围1 317口采油井实现控制无效产液25.85×104t。

2.3 优化调剖注入参数，提高化学剂利用率

实施深度调剖过程中控制注入压力，实现封堵高渗层[3]，调剖后降低注入浓度，动用中低渗透层，2018年三次采油区块实施深度调剖23口。注入压力由9.8 MPa上升到11.5 MPa，上升了1.7 MPa，上升幅度17.4%，视吸入指数由6.06 m3/d·MPa下降到4.94 m3/d·MPa，下降幅度18.5%；调剖周围28口采油井，单井日产油较全区多增1.3 t，综合含水较全区多下降了1.8个百分点，调剖全过程控制无效注水1.63×104m3，节约聚合物干粉41 t，周围采油井实现控制无效产液0.57×104t。

2.4 优化停注聚方式，提高聚驱效率

在注聚末期区块，采取“停层不停井、停井不停站、停站不停区”方式，优化停注聚。针对部分井区含水回升快、高渗透层水淹高、含水高的特点，停注高水淹、高吸入的高渗透层，降低全井注入浓度，加强低水淹、吸入状况差的中低渗透层注入强度，共实施“停层不停井”24口井，实施后日注入量控制275 m3。针对周围采油井综合含水96%以上集中成片分布，单位厚度累计增油、采聚浓度、聚合物用量高于全区平均水平，聚驱效果显著的井区，实施全井停注聚102口，日注入量减少540 m3。优化停注聚控制低效无效注水15.57×104m3，周围采油井实现控制无效产液2.62×104t，节约聚合物干粉526 t。

2.5 实施分层配产，控制无效产出

根据渗流力学理论[4]，推导出堵水层产液量、接替层产液量、堵后油井含水和堵后油井产油量理论公式，从而建立了堵水后效果预测模型。

堵水层产液量：

接替层产液量：

堵后含水：

堵后油井产油量：

式中：q′2n——措施后第n个措施层产量，t/d；

q2n——措施前第n个措施层产量，t/d；

J′2n——措施后第 n个措施层采油指数，t/d·MPa；

J2n——措施前第n个措施层采油指数，t/d·MPa；

ΔP′2n——措施后第 n个措施层生产压差，MPa；

ΔP2n——措施前第n个措施层生产压差，MPa；

λ2n——第n个措施层启动压力梯度，MPa/m；

Re——供给半径，m；

q′1m——措施后第m个非措施层产量，t/d；

k1m——非措施层中各点水平渗透率，μm2；

h1m——非措施层中各点有效厚度，m；

ΔP′1m——措施后第m个非措施层压差，MPa；

λ1m——措施后第m个非措施层启动压力梯度，MPa/m；

B——原油体积系数；

μ——原油黏度，Pa·s；

Rw——油井半径，m；

S——表皮系数；

f′w——堵后含水；

fw2n——措施前第n个措施层含水；

f′w1m——措施后第m个非措施层含水；

q′o—堵后油井产油量，t/d。

应用堵水后效果预测模型，优选堵水井层，实现堵水不降油。实施分层配产7口井，平均单井日增油0.5 t，含水下降1.2个百分点，累积控制无效产液 2.24×104t。

2.6 优化周期注水方式和停注周期，控制低效无效循环

应用数值模拟技术，优化周期注水方式和合理停注周期[5]（图2），实施周期注水304口井，累积控制无效注水121.61×104m3，控制无效产液17.48×104t。其中水驱针对多层高含水、低效无效循环严重井区，采取全井停注（停注30天，开井30天）的周期注水方式；针对水井注水压力低、层间干扰严重、薄差油层通过细分调整及措施改造都难以达到注水方案要求的问题，采取停层不停井（高渗层停注30天，注水30天，低渗层不停注）的周期注水方式。实施周期注水174口井，累积控制无效注水103.91×104m3，控制无效产液14.28×104t。三次采油后续水驱区块针对含水已高达97.5%的井区，采取全井停注的周期注水方式，实施周期注水130井次，控制无效注水17.7×104m3，周围155口采油井调后综合含水下降0.13个百分点，日产油基本稳定，控制无效产液3.2×104t。

图2 周期注水数模成果曲线（6注18采）

3 结论

通过牢固树立经营油藏理念，综合应用精细油藏描述成果和动态数据资料，明确高含水特征，找准优势渗流通道，实施“三类调整”——优化调整、摸索调整、深化调整，充分挖掘效益潜力，控制低效无效循环。S开发区全年节约注水247.22×104m3，节约聚合物干粉1 078 t，少产液58.63×104t，节约成本3 000万元，实现了降本增效的目的。