探討葡北地區高含水期水驅挖潛的有效途徑

摘要：葡北地區已進入高含水采油階段，綜合調整挖潛是保證油田穩油控水的關鍵，井網加密調整，提高油田最終采收率，合理的注水結構調整，改善油田開發效果，延長高產穩產期，配套的產液結構調整，使薄差油層開發狀況得到改善。注水井采用多種增注措施壓裂、酸化、調剖、納米、表面活性劑解堵，同時油井實施壓裂、補孔、換泵、堵水、拔堵、微生物吞吐技術，從而提高油層動用程度，達到儲采結構進一步調整，逐步探索提高油井采油速度的有效途徑。

關鍵詞：井網調整；注水結構調整；產液結構調整；采收率

中圖分類號：F407.9文獻標識碼：A

1 概述

幾年來通過井網加密調整，注水結構調整壓裂、酸化、調剖、納米、表面活性劑解堵，產液結構調整壓裂、補孔、換泵、堵水、拔堵、微生物吞吐技術，油田開發水平進一步提高，產量遞減速度減緩。葡北地區面臨著欠注井較多，低產低效井較多，措施效果逐漸變差這一狀況，如何進一步深化水驅開采的結構調整，有效控制產量遞減，這是一個比較重要的研究課題。

2 葡北地區開發狀況

葡北地區共有注水井374口，截止到2011年12月份，兩次分層測試資料均欠注的分層注水井共95口，占分層注水井總數的34.2%，共有欠注層段150個，占注水井總層段數的14.7%，日配注3954m3，在平均注水壓力13.2MPa情況下，日實注只有651m3。葡北地區目前共有油井781口，截止到目前共有190口低效井，占葡北地區應開井數的32.8%，從低效井的分類情況看，油層發育差、連通差、油層高含水、注采關系不完善、連通水井吸水差等因素是導致低效的主要原因。葡北地區重復壓裂井較多，措施效果逐漸變差，已實施過壓裂的井達到409口471井次，其中重復壓裂井187口，占壓裂井數的45.72%，已進行三次壓裂以上的井有63口，低產低效井較多，治理難度較大。

3 具體做法及效果

3.1 井網加密調整

3.1.1 鉆加密調整井

為調整和完善原開發井網與注采系統，改善油田開發效果，延長高產穩產期，提高油田最終采收率進行井網加密調整和補鉆個別零散調整井，近幾年葡北地區進行井網加密調整的新井325口，補鉆個別零散調整井11口，累計增油9.2357×104t，使葡北地區采收率提高了1.41個百分點。

3.2 注水結構調整

3.2.1 欠注井治理。葡北地區欠注井目前95口，欠注層段150個，其中有55口井78個注層段曾采取過治理措施，占欠注井的57.9%，占欠注層段的52.0%，采取過一項治理措施42口井56個注層段，采取過二項治理措施10口井19個注層段，采取過三項治理措施3口井3個注水層段。

2011年注水井措施改造37口井，101個注水層段，注水壓力下降0.6MPa，平均單井日增注21m3，其中酸化7口，表面活性劑解堵15口，調剖5口，壓裂10口。

3.2.2 完善局部注采關系老油井轉注。為了進一步完善局部井區的注采關系，提高水驅控制程度，部分老油井轉注，從2001年至2011年老油井轉注92口，新增水驅方向345個，新增水驅厚度291.1m，使周圍連通油井247口見到增油效果，平均單井日增油0.8t，累計增油9.1353×104t，水驅控制程度從73.1%提高到84.3%，提高了11.2個百分點。

3.2.3 控制油井含水上升速度注水井實施間歇注水。為了有效的控制高含水井區油井含水上升速度，注水井采取全井間歇注水56口，日配注減少550m3/d，日實注減少536m3/d，使周圍連通油井168口見到增油效果，平均單井日增油0.3t，平均單井日降水8.9t，綜合含水下降3.6個百分點。

3.2.４ 緩解層間矛盾注水井細分注水。由于各油層巖性、物性和儲層流體性質不同，造成各油層在吸水能力、水線推進速度、地層壓力差異，形成油層相互制約和干擾，影響中低滲透油層作用的發揮，解決這個問題的有效方法將注水井層段細分注水，將油層滲透率相同的單卡，葡北地區近幾年共細分注水53口，細分層段117個，細分后使周圍連通油井159口見到增油效果，平均單井日增油0.4t，平均單井日降水11.3t，綜合含水下降6.7個百分點。

3.3 產液結構調整

3.3.1 低效井治理效果。葡北地區對低效井采取補孔、壓裂、微生物吞吐、拔堵等治理措施，從2001年至2011年共治理低效井139口，取得較好效果。平均單井日增液8.1t，日增油2.3t，綜合含水下降9.3個百分點。

2011年加大低效井治理力度，低效井治理好26口井，日增液52.9t，日增油23t，累計增油0.6947×104t。

其中方案調整油井見效8口，日增液10.7t，日增油6.4t，注水井治理油井見效6口，日增液10.4t，日增油2.2t，放大生產壓差換泵4口，日增液14.8t，日增油2.3t，堵水2口，日降液13.4t，日增油1.6t，壓裂4口，日增液26.2t，日增油8.7t，微生物吞吐2口，日增液4.2t，日增油1.8t。

3.3.2 歷年壓裂效果。葡北地區共有油井781口，已實施過壓裂的達409口471井次，其中重復壓裂井187口，已進行三次壓裂以上的井有63口，壓裂效果最好的屬一次壓裂，平均單井年增油997t，隨著壓裂次數增加效果逐漸變差。

2011年油井壓裂25口，其中初次壓裂20口，二次壓裂3口，三次壓裂2口，壓裂前后對比日增液138.1t，日增油38.1t，平均沉沒度上升319.4m，累計增油1.1825×104t。

3.3.3 適時換泵提高油田采液速度。注水結構調整后產液結構得到進一步的調整，油井具備旺盛的生產能力動液面上升、地層壓力上升，適時改變工作制度放大生產壓差強化采油，提高油田采液速度，彌補其產量遞減速度，近幾年實施油井換泵措施228口，累計增油4.2470×104t。

3.3.4 緩解層間矛盾和層內矛盾采取堵水措施。為了緩解層間矛盾和層內矛盾，使未見水層或低含水層充分發揮作用，主力油層含水較高采取封堵措施，既釋放非主力油層潛能，又控制了油井含水上升速度，近幾年采取堵水措施77口，累計增油0.4948×104t，累計降水4.4532×104m3。

3.3.5 因開發需要射開新油層。油田開發初期中高含水油層未進行射孔，隨著油田開發的需要，將未射孔油層再次射孔，近幾年油井采取補孔措施48口，累計增油1.2801×104t。

3.3.6 堵水井實施拔堵措施。在15年前葡北地區平均綜合含水在72%左右為中含水采油階段，中低滲透率油層充分發揮作用，這個階段大多數油井多層見水，主力油層進入高含水開采，當時油井堵水時綜合含水界限在85%以上視為高含水井，隨著水驅開發時間的延長油田綜合含水不斷上升，目前葡北地區綜合含水在92.11%左右已進入高含水采油階段，通過逐井分析有18口油井具備拔堵潛力，拔堵后累計增油0.4486×104t。

3.3.7 微生物吞吐技術。利用微生物對近井地帶因原油蠟膠沉積產生的堵塞進行生物降解處理，達到疏通孔道、提高油層滲透率、增加原油產量，近幾年油井微生物吞吐34口，累計增油0.2051×104t。

2011年油井微生物吞吐15口，措施前后對比，日產液上升27.9t，日產油上升2.6t，綜合含水下降0.4個百分點，沉沒度上升48.8m，目前對比，日產液上升53.1t，日產油上升8.7t，綜合含水下降2.1個百分點，沉沒度上升17.7m，累計增油0.0366×104t。

3.3.8 參數調整措施。通過注水井方案調整、注水井措施改造、老油井轉注等調整手段，來提高油層注水量和注采比，使油層恢復壓力，油井充分受效，近幾年參數調整2257口，累計增油0.3194×104t。

4 結論與認識

4.1 葡北油田已進入高含水采油階段，綜合調整挖潛是保證油田穩油控水的關鍵。

4.2 在欠注井治理方面應不斷探索新工藝、新技術，對欠注井進行經濟有效的治理，使油層注好水、注夠水，提高油層注水質量。

4.3 加強低效井治理工作，提高薄差油層動用程度。

4.4 加強壓裂井“壓前培養，壓中保護，壓后跟蹤”工作，確保措施井增油效果。

參考文獻

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