改善喇嘛甸油田特高含水期水驅開發效果

摘要:喇嘛甸油田進入特高含水期開發后，水驅低效無效循環矛盾日益突出，含水上升與產量遞減控制難度較大。為了有效控制產量遞減與含水上升速度，開展以細分注水、剩余油挖潛為注的采結構調整，有效的改善了水驅開發效果。

關鍵詞:喇嘛甸油田 特高含水期水驅開發效果

1 特高含水期水驅開發特點

1.1水驅含水上升率、產量遞減率下降，但控制難度仍然較大

進入特高含水期后，隨著油田精細開發的不斷深入，水驅不同層系自然遞減率由最高的15～20%下降到目前的5～10%之間，水驅含水上升率由0.9～1.5下降到0.5～1.1之間。

1.2宏觀動用程度高，剩余油挖潛難度較大

目前，水驅控制程度為98.6%。但是取心資料表明，層內剩余油仍然較多，主要分布在層內各沉積單元韻律段上部[1-2]。

1.3無效注采循環嚴重，擴大注水波及體積難度大

厚油層吸水狀況表明:厚油層內主要吸水部位吸水砂巖比例由1985年前的60.57%下降到2009年的31.78%。不吸水部位的砂巖厚度比例則由2.33%上升到16.92%[3-4]。

2 精細注采結構調整方法

2.1 創新層內細分注水技術，控制無效注水量

結合動靜資料、監測資料，將細分注水技術從層間發展到層內，實現注水量由厚油層內部的高滲透部位向低滲透部位轉移，提高厚油層的動用程度。主要做法:一是對于層內無效循環嚴重的厚油層，如發育穩定結構界面，對結構界面以下的無效循環部位進行封堵，對上部吸水差部位加強注水;二是對于層內滲透率級差較大、吸水比例差異大且發育不穩定結構界面的厚油層，利用長膠筒封隔器進行封堵，但為防止層內縱向竄流，封隔器要封到結構界面以上0.5m處;三是對于復合韻律沉積的厚油層潛力層與高水淹層交錯分布，在油層中部利用長膠筒封隔器實施層內細分，將一個厚油層變成兩個注水層段，在層內進行周期注水。2009年，實施39口井，高滲透部位控制無效注水1127m3/d，低滲透部位增加有效注水1112m3/d。對比15口細分井周圍33口油井，細分后日降液114t，日增油18t，綜合含水下降0.62個百分點。

2.2 精細厚層油井壓裂，努力挖潛層內潛力

根據油層發育、隔夾層發育及剩余油分布等狀況，個性化設計壓裂方式，提高厚油層動用程度。主要做法:一是對河道砂體沉積的正韻律厚油層應用長膠筒定位壓裂方式;二是對于層內夾層不穩定的厚油層應用選擇性壓裂方式;三是對于發育規模較小的厚油層應用多裂縫壓裂方式。2009年，實施64口井。措施后平均單井日增液48t，日增油5.5t，含水下降2.9個百分點。

2.3 精細厚層油井補孔，提高厚油層水驅控制程度

通過低產低效油井補孔進行井網互用，完善砂體注采關系，挖潛厚油層層內剩余油。主要做法:一是挖潛由于層內注采不完善，形成有采無注、有注無采、無采無注的剩余油;二是挖潛由于斷層遮擋，井網控制不住的砂體所形成剩余油富集區;三是挖潛由于注采井距較大、部分注采不完善砂體或注采完善程度低砂體形成的滯留區型剩余油。2009年，實施32口井，措施后平均單井日增液33t，日增油5.8t，含水下降4.2個百分點。

2.4 精細厚層油井堵水，努力減少無效產液

利用精細地質研究成果，結合新鉆井水淹層解釋資料、井組注采狀況，綜合判斷無效采出部位，采用長膠筒封堵，控制無效產液，實現產液結構調整由層間轉移到層內。主要做法:一是對井組內發育穩定結構界面的厚油層，利用長膠筒直接封堵到結構界面部位;二是對發育不穩定結構界面的厚油層，適當增加封堵厚度;三是對厚油層內結構單元連通較好、無效循環嚴重的部位，利用長膠筒對油水井實施對應封堵。2009年，實施26口井，平均單井措施后日降液10t，日增油1.2t，含水下降3.56個百分點。

3 效果評價

3.1水驅產量遞減及含水上升速度得到有效控制

2009年，水驅自然遞減率和綜合遞減率為3.81%和2.51%，分別比2008年低1.03和5.95個百分點;年均含水94.48%，比2008年上升0.17個百分點。產量遞減及含水上升速度得到有效控制。

3.2注采結構進一步優化

油井產液狀況表明:綜合含水低于90%的采油井產液比例提高0.52%，產液強度增加0.25t/d.m;綜合含水大于96%的采油井產液比例下降0.03%，產液強度下降了0.24t/d.m。低含水井產液比例明顯提高。分層注水狀況表明:加強注水層段的注水強度上升0.24m3/d.m，控制注水層段的注水強度下降0.11m3/d.m。水驅注采結構得到進一步優化。

3.3無效注采得到有效控制

2009年，實施油水井調整1698井次，控制無效注水量243.86×104m3，控制無效產液量208.69×104t，無效注采得到了有效控制。

3.4地層壓力保持相對穩定

2009年，加強高、低壓井組的注水調整。對比水驅壓力116口，總壓差-0.26MPa，半年壓差+0.20MPa，年壓差-0.12MPa，地層壓力在原始地層壓力附近保持穩定。

4 結論

⑴進入特高含水期后，隨著油田精細開發的不斷深入，水驅含水上升率、產量遞減率呈下降趨勢。

⑵通過油水井綜合調整，可有效優化水驅注采結構，提高剩余油的動用狀況、挖潛各類油層潛力，減緩產量遞減，達到有效控制水驅遞減率的目的。

參考文獻

[1] 黃伏生，趙偉等.喇嘛甸油田精細地質研究與應用.喇嘛甸油田特高含水期油田開發理論與實踐(2003.05).

[2] 黃伏生，梁文福等.喇嘛甸油田特高含水期水驅綜合調整技術研究.喇嘛甸油田特高含水期油田開發理論與實踐(2003.05).

[3] 宋小花.自然遞減影響因素分析及控制方法. 內江科技(2006.3).

[4] 劉樹明.油藏高含水期原油生產遞減合理性及影響因素探討. 油氣地質及采收率(2001.6).