利用注采調整時機 挖潛水驅開發效果

黑龍江 劉學慶

利用注采調整時機 挖潛水驅開發效果

黑龍江 劉學慶

目前薩北開發區北三西已進入特高含水期開采階段，隨著區塊含水逐漸上升,部分開采層系注水與采液能力越來越不匹配，需要對目前注采系統進行適當調整。本文通過注采系統調整后油井動態變化受效特征進行跟蹤，探索特高含水期水驅配套綜合挖潛技術，精細方案編制、精細生產管理，及時實施配套技術，取得了階段成果，又對其進行了分析總結。為今后其他區塊精細挖潛調整提供了可借鑒的依據。

注采系統；地層壓力；含水；措施挖潛

1 北三區西部基本概況

北三區西部位于大慶長垣薩爾圖油田純油區內，含油面積 18.50km2，地質儲量 13098×104t，縱向上發育薩爾圖、葡萄花、高臺子三套油層，共分7個油層組，27個砂巖組，92個沉積單元。水驅北三西目前有五套開發層系，即開采薩爾圖主力油層的基礎井網；開采葡二、高臺子和薩、葡、高臺子中低滲透層的一次加密井網；開采薩爾圖和葡二、高臺子薄差層的二次加密井網。

2 油田開發中存在的主要矛盾

北三西水驅經過40多年的注水開發，進入特高含水期階段，開采難度不斷加大，各類油層動用狀況仍存在較大差異，薄差層和表外層動用厚度仍然較低，為了更有效地發揮各套井網的潛能，需要對該區塊開發狀況進行分析研究，區塊存在的矛盾主要表現在：

2.1 油水井數比偏高，注采系統仍不完善

根據注采平衡原理及合理油水井數比公式計算出，基礎井網、一次加密調整層系、薩爾圖油層二次加密調整層系的合理油水井數比分別為1.41、1.51和1.38，2008年6月我們針對注采矛盾突出的北三區西部一次加密調整層系和薩爾圖二次加密調整層系進行了注采系統調整，到2009年底為止各套層系的實際油水井數比分別為1.38、2.16和1.77，仍高于合理油水井數比，同時注采調整前水驅控制程度相對較低，分別為83.0%和86.6%。調整后雖然得到提高，但仍需要做進一步的改善。

2.2 地層壓力水平偏低，分布不均衡

自2006年底到目前，北三區西部連年降壓關井，2009年水驅地層壓力9.66MPa，總壓差-1.58MPa，雖然年恢復0.12MPa，但較2006年上半年地層壓力水平下降0.38MPa，平均年下降0.13MPa。同時各井點壓力差異較大，壓力分布不均衡，低壓井比例較高。總壓差在較合理范圍之內井數比例一直在20%以下，特高、低壓井數比例卻一直高于53%。

2.3 水驅開發的對象逐漸變差，調整挖潛難度逐年加大

隨著葡一組主力油層和二類油層進行注聚開發，水驅有142口油水井已經為其進行了層系封堵和停注，薩一組油層成為基礎井網及二次加密調整層系開發的主要對象。由于薩一組油層多為三角洲外前緣相沉積砂體，油層發育較差，增產措施挖潛彌補產量遞減的作用將越來越小。同時因為薩一組是套損多發層位，近幾年已將其注水強度由14.3m3/d·m下調到目前的9.34m3/d·m。同時，因為大量封堵停注層段的存在，注水井依靠進一步細分調整提高注水質量的難度也將越來越大。截止到目前共有低效井、長關井161口，占水驅總井數的40.0%，影響開發效果。

上述分析表明，水驅目前開采矛盾突出，注采系統優化調整后，水驅開采矛盾得到緩解，因此我們要充分利用注采調整的有利時機，進一步挖潛水驅剩余油，保證水驅的開發效果。

3 針對開發矛盾，采取綜合性調整措施

北三區西部針對以上問題和矛盾，在精細地質研究成果的基礎上，通過注水調整、優化油水井措施，合理地進行壓力系統調整，使得水驅開發取得了較好的開發效果。

3.1 結合注采調整，優化注水方案

我們利用注采系統調整時機加大細分調整力度共編制方案23口井，方案實施后注水層段由79個增加到109個，層段平均非均質系數由0.49下降到0.39。調整后周圍43口采油井與調整前相比日增液63t，日增油12t，含水下降0.39個百分點。

同時針對匹配新老井注水關系編制方案12口井，方案實施后老井的注水壓力由12.71MPa下降到12.45MPa，而新井的注水壓力由11.03 MPa上升到11.35MPa，老井的注水強度由13.1m3/d·m下降到9.6m3/d·m，而新井的注水強度由5.2m3/d·m上升到7.4m3/d·m，調整后周圍27口采油井與調整前相比日增液8t，日增油4t，含水下降0.33個百分點。

3.2 優化油井措施，緩解層間矛盾，同時治理長關井、低效井，改善開發效果

在高含水后期，為了挖掘剩余油，改善低效井的開發效果,必須以精細地質研究成果為指導,利用注采系統調整時機，實施油井措施25口井。平均單井日增油3.1t，累計增油0.27×104t，取得了較好的效果。一是為完善單砂體連通關系，提高水驅控制程度實施補孔9口，二是實施壓裂10口，三是為改善油層動用狀況實施壓堵結合1口井，四是為提高注采系統調整效果，換大泵5口井。

同時結合注采系統調整共對16口長關油井進行治理，治理后日產液911t，日產油72.7t，綜合含水92.02%，累計增油0.92×104t，還對10口低效井進行了治理，治理后日增液329.2t，日增油26.7t，綜合含水下降1.6個百分點，累計增油0.275×104t。

4 取得的開發效果

4.1 注采狀況得到改善

對比206口分層井，控制層注水強度由9.08m3/(d.m)下降到8.26 m3/(d.m)，加強層注水強度由12.0m3/(d.m)上升到12.3 m3/(d.m)，分注率達到94.32%，平均注水層段數由3.71個提高到3.88個。

同時吸水、動用狀況進一步得到了提高。有效厚度吸水比例由80.3%增加到81.8%，動用厚度比例由79%增加到80.9%，由于水井方案調整加大了細分力度，所以有效厚度小于0.5m的中低滲透層動用狀況得到較大改善，吸水、動用比例分別提高了3.8和3.4個百分點。

4.2 地層壓力穩步恢復，壓力系統向均衡過渡

一是分層系地層壓力得到合理調整。基礎井網、一次、二次加密調整井2010年地層壓力分別為 10.3MPa、10.87MPa、8.91MPa，與 2009 年相比分別上升了 0.05MPa、0.14MPa、0.2MPa。

二是高低壓井區間地層壓力向合理范圍過渡。從相同井壓力分級變化情況看，總壓差小于-1.0MPa的井區地層壓力回升了0.22MPa；從不同井壓力分級變化情況看，總壓差小于-1.0MPa的低壓井數比例減少了3口，總壓差介于-0.5MPa與0.5MPa之間井數增加了1口。

4.3 水驅產量遞減得到有效控制

一是注水調整工作見到成效。注水井增注措施9口，水井大修開8口井，采油井均不同程度見效，保證了水驅整體開發效果。

二是精心編制油井增產措施方案，保證特高含水期增產效果。實施油井增產措施25口井，年累計增產0.205×104t，減緩綜合遞減0.71個百分點。

水驅自然遞減得到較好的控制。2010年上半年自然遞減為2.24%，低于指標0.79個百分點，綜合遞減-0.1%，低于指標0.84個百分點。

4.4 產液結構得到進一步調整，含水上升速度減緩

在注水井精細調整基礎上，進一步優化層系間、井組間產液結構，有效控制含水上升。目前水驅綜合含水92.22%，與2009年年末相比下降了0.21個百分點。2010年精細注水井細分重組和方案優化，年增油0.42×104t，使全區含水下降0.09個百分點；實施油井壓裂、補孔、三換等增產措施年增油0.205×104t，控制水驅含水0.04個百分點。

通過上述調整措施，2010年水驅年均含水92.38%，水驅含水上升速度得到了較好控制。

5 幾點認識

5.1 充分應用精細地質研究成果，找出剩余油分布特點，優化綜合治理措施，最大限度發揮油層潛力。

5.2 在高含水后期，進行注采系統調整可以增加可采儲量，提高水驅采收率。

5.3 借助注采系統調整有利時機，加大油井補孔、壓裂等措施改造力度，能更有效地完善注采關系。

（作者單位：大慶油田第三采油廠第五油礦地質工藝隊）