提高注采調整開發效果方法研究

黑龍江 劉宏莉

提高注采調整開發效果方法研究

黑龍江 劉宏莉

北三西水驅已進入特高含水后期開采，面臨著儲采失衡、液油比上升幅度大的嚴峻形勢，同時地層壓力偏低，一次加密調整層系、薩爾圖油層二次加密調整層系油水井數比偏高，注水量進一步提高余地小，水驅控制程度及油層多向連通比例低。2008年開始進行注采系統調整，提高注采系統調整開發效果，控制含水上升，延緩產量遞減，增加可采儲量成為現階段工作的重點。

1 基本概況

北三區西部自1964年薩、葡主力油層投入開發以來，先后經歷了三次大的調整，目前共有7套層系。考慮以反九點面積井網開采的一次加密調整層系和薩爾圖油層二次加密調整層系油水井數比高、注采矛盾大，不適應特高含水期開采的要求，2008年進行注采系統調整，其中一次加密調整層系轉注角井形成五點法面積井網，新鉆井38口（其中采油井30口，注水井8口），轉注油井29口，調整后油水井數比為1.47，水驅控制程度提高7.8%。薩爾圖二次加密調整層系轉注間注間采排的邊井形成橫向線性注水方式，轉注采油井24口，調整后油水井數比為1.31，水驅控制程度提高4.6%。

2010年10月全區共有油水井637口，其中注水井248口，開井226口，日注水16287m3，采油井389口，開井350口，核實日產液9906t，核實日產油747t，實際日產油747t，綜合含水92.46%，年注水521.18×104m3，年核實液309.73×104t，年核實油23.74×104t，年實際產油23.98×104t，年均含水92.33%，年注采比1.55。

注采調整新投注水井8口、實施轉注51口，平均單井射開砂巖厚度19.28m，有效厚度8.37m，地層系數1.822μm2·m。平均破裂壓力13.58MPa，平均注水層段為2.59個，配注強度6.02m3/d·m，與老井配注強度比為0.6。目前開井57口，平均注入壓力10.5MPa，日配注47m3，日實注42m3。新投油井30口，平均單井射開砂巖厚度16.99m，有效厚度7.76m，地層系數2.27μm2·m。投產初期平均單井日產液36.4t，日產油5.3t，綜合含水85.54%，流壓5.89MPa；目前開井24口，日產液37t，日產油4.7t，綜合含水87.38%，流壓5.62MPa。

2 注采系統調整后為提高開發效果所做的工作及效果

2.1 精細注水調整，合理優化注采參數

2.1.1 結合油層發育特點，做好水井措施改造

注采系統調整后針對油層發育差及污染等引起注水井吸水能力下降的問題，加大措施改造力度，共實施注水井增注措施54井次，措施后注水壓力下降1.0MPa，平均單井日增注31m3。其中NCF酸化33口井60個層段，措施后注入壓力下降0.6MPa，平均單井日增注26m3，壓裂21口井44個層段，措施后注入壓力下降1.4MPa，平均單井日增注39m3。周圍120口采油井受效，日產液42.8t，日產油3.9t，綜合含水90.94%，日產油增加0.6t，含水下降0.79個百分點。

2.1.2 結合層間動用差異，加大細分調整力度

以多學科油藏研究成果為依據，加大水驅精細開發調整是水驅增儲挖潛的關鍵。細分調整50口注水井，層段數由3.66個增加到4.90個，滲透率級差由7.01下降到5.63，層段砂巖厚度由7.78m降到5.79m，有效厚度由3.09m降到2.68m，滲透率非均質系數由0.5下降到0.45。同時保證三次測調，提高注水效果，周圍連通88口采油井，日產液由42.3t上升到46.2t，日產油由3.3t上升到3.7t，綜合含水由92.3%下降升到92.0t。

2.1.3 結合注采收效情況，抓好油井提液措施

注采系統調整后單砂體連通關系逐步完善，多向連通比例、水驅控制程度提高，合理進行油井提液是提高開發效果的一個重要手段。主要從三個方面著手：

一是加大措施力度，改造薄差油層。共實施各類措施43口，措施后平均單井日產液54.4t，日產油5.0t，綜合含水90.86%，日增液30.6t，日增油3.7t，綜合含水下降3.92個百分點，累計增油1.64×104t。

二是加大長關井治理力度，完善局部注采關系。共治理長關井24口（壓裂5口，補孔6口，堵水3口，大修4口，檢泵6口），目前日產液1160t，日產油94t，綜合含水91.9%，累計恢復油2.2×104t。

三是加大調參力度，及時放大生產壓差。共上調參75口，調后平均單井日增液5.9t，日增油0.4t，綜合含水上升0.12個百分點。

2.2 合理協調新老井關系，提高注采開發效果

注采系統調整后，新老注水關系的合理協調是提高開發效果的關鍵。理論上注采系統調整初期新老注水井的配注強度比應在0.85左右，根據油層發育條件及連通情況單井有所差異。為提高注采系統調整效果共對18口井實施匹配新老井注水關系的調整，對8口老井下調配注，對10口新投（轉）水井上提配注，平均單井日配注由124m3下調到113m3，日實注由120m3下降到108m3。為認清注采系統調整后配注強度比的合理范圍，對128口注采受效油井的動態變化及周圍新老注水井配注強度比進行分析對比，發現新老井配注強度比在0.6～1.1時油井受效效果較好。

從地層發育條件看，油井發育基本相當，新投（轉）注水井發育相差較大。當新投（轉）注水井發育較好，與老注水井相差不大時（有效厚度比在0.6～0.8時），建議在注采系統調整初期將新老井新老井配注強度比保持在0.6～0.8之間；當新投（轉）注水井發育一般，與老注水井相差較大時（有效厚度比在0.4～0.6），建議在注采系統調整初期將新老井新老井配注強度比保持在0.8～1.1之間。

3 注采系統調整取得的效果

注采系統調整后，周圍128口受效油井目前日產液6110.6t，日產油432.0t，含水92.93%，相比轉注前，日增液478.6t，日增油74.0t，含水下降0.71個百分點，目前累積增油2.21×104t。新投油井累積增油4.95×104t，油轉水51口井，累積影響產油4.31×104t，隨著注采系統的深入受效，將全部彌補油轉水影響產量。

開發形勢進一步改善。主要表現在：一是兩類油層注水強度得到進一步改善。控制層段注水強度由7.91m3/d·m降到7.73m3/d·m，加強層段注水強度由11.73m3/d·m提高到12.25m3/d·m。二是油層吸水動用狀況得到改善。砂巖吸水厚度比例由63.9%提高到65.7%，有效厚度比例由77.1%提高到79.9%，砂巖動用厚度比例由70.0%提高到72.2%，有效厚度比例由79.2%提高到81.3%。三是地層壓力穩定恢復，低壓井比例降低。目前地層壓力10.01MPa，總壓差-1.28MPa，年壓力恢復0.24MPa。總壓差小于-1.0MPa的低壓井比例由65.7%下降到50.9%。

4 幾點認識

4.1 加大油水井增產、增注措施和注水井細分調整是保證注采系統調整區塊受效效果的關鍵。

4.2 高含水開發后期水驅要以“注好水、注夠水、精細注水、有效注水”為根本方針，加大細分調整和措施力度。

4.3 注采系統調整初期新老注水井的配注強度比應根據地層發育條件保持在0.6～1.1之間。

（作者單位：大慶油田有限責任公司第三采油廠）

（編輯 李艷華）