F開發區塊特高含水期水驅自然遞減控制方法研究

唐艷芹 （中石油大慶油田有限責任公司第三采油廠地質大隊，黑龍江 大慶 163113）

F開發區塊1963年投入開發以來，經歷過幾次大的調整：“六五”期間通過非主力油層的井網加密調整，保持了穩產，沒有出現遞減；“七五”期間主要靠自噴轉抽和綜合調整，但含水由77.11%快速上升到85.96%，進入高含水后期開采階段，老井產量自然遞減率在10%左右；“八五”期間在純油區全面實施二次加密調整，此階段一次加密井遞減率在7%～10%之間，二次加密井遞減較快，全區自然遞減幅度仍保持在10%左右；“九五”期間，依靠聚合物驅實現了連續10a穩產，1999年底全區含水達到90.17%，進入特高含水開采階段；“十五”以來，由于純油區西部聚驅相繼進入注聚后期，純油區東部受油層條件的限制聚驅效果變差，致使聚驅產量下降幅度大。另外，水驅進入特高含水期以后，各套層系間含水差異縮小，結構調整的難度加大，措施效果變差，三次加密井含水高、產能低，補產能力弱，因此，全區產量遞減呈增大的趨勢。

1 水驅自然遞減趨勢分析

“八五”期間，由于新投產的二次加密水井有40%左右的厚度同時為新老井注水，起到了新老井之間注水結構調整的作用，全區自然遞減得到了較好的控制，由 “七五”末的11.9%下降到 “八五”末的10.2%；“九五”以后，由于二次井產量比例高、自然遞減大，導致全區自然遞減有上升的趨勢，1997年達到了11.77%，1998年以后水驅進入特高含水階段以后，含水上升速度有所減緩，自然遞減有下降的趨勢 （見圖1）。

圖1 F開發區水驅含水與自然遞減變化曲線

從分層系自然遞減看，基礎井網自然遞減較低，二次井和四條帶由于開采對象差，采油速度高，自然遞減相對較高。“八五”期間，通過實施 “穩油控水”工程，基礎井的注水量和采液量得到了有效的控制，二次井投產后注水結構調整的作用也比較突出，從而使基礎和一次井的自然遞減得到了有效的控制。“九五”以后，加大了注水井措施增注及細分調整的力度，同時將周期注水的范圍擴展到二、三條帶和純油區，“十一五”以來加大了長關低效井的治理，“十二五”期間進行了純油區西部井震結合及注采系統調整，2013年開始在純油區東部進行層系調整，從而使各套層系的遞減均得到了較好的控制。

2 影響水驅自然遞減的因素分析

1）剩余可采儲量采油速度逐漸增高，產量遞減率較大。遞減率與穩產期長短及穩產期末可采儲量采油速度有關，在穩產期采油速度一定的情況下，穩產期越長，遞減率越大；在穩產期一定的情況下，遞減率隨穩產期可采儲量采油速度的增大而增大［1］。該開發區年產油600×104t以上穩產了19a，500×104t以上穩產了31a，穩產期末可采儲量采油速度達到1.81%。之后剩余可采儲量采油速度逐年增加，由1990年的8.06%增加到2013年的14.60%，儲采平衡系數由0.87下降到0.37，因此，該開發區產量遞減率必然逐漸增大。

2）水驅井網各套層系的含水已非常接近，結構調整將更加困難。隨著結構調整的不斷深入，目前該開發區區塊間、層系間的含水差異越來越小，使得水驅調整越來越困難。 “八五”期間通過結構調整取得了含水基本不升、產量基本不降的效果，到1995年底，層系間的含水差異已縮小到10%左右。 “九五”以后水驅調整仍然貫徹 “穩油控水”的開發方針，繼續采用以結構調整為主的技術手段，水驅綜合含水上升了5%，產液量基本保持穩定，年產量卻由473.59×104t逐步降至363.56×104t。目前3者之間的含水已十分接近 （見圖2），基礎和三次加密井含水僅相差4.27%。從含水分級上看，目前全區含水大于90%的油井有1652口，占總井數的81.7%，但產液比例卻高達90%。這部分井產液量高、含水高，調整潛力較小，雖然仍然致力于精細地質研究基礎上的精細調整，但工作的難度和強度卻成倍增加，結構調整已無法見到明顯的效果。因此控制老井自然遞減的形勢非常嚴峻。

3）二次加密產量比例相對增加，控制全區自然遞減的難度增大。二次加密井調整對象以有效厚度小于0.5m的薄差油層及表外層為主，儲層條件差、油層吸水動用差異大。但是該層系注采比高，采油速度高，含水上升快，其自然遞減一直比基礎井網和一次加密井大。“九五”以后由于聚驅利用基礎井數不斷增加，目前已達到83口井，年產油48.76×104t，這部分產量歸到聚驅產量后，使基礎井的產量減少。另外，基礎井封堵聚驅目的層的產量逐年增大，使基礎井的產量進一步下降，進而使二次加密井的產量比例相對增大，二次井的遞減結構系數由33.52%增加到42.80%，因此，今后，控制該開發區產量遞減的難度進一步增大。

4）措施產量遞減大。近幾年，F開發區迫于產量壓力，措施補產油量比例逐年增加，從而增加了控制自然遞減的難度。2000年措施增產油量7.46×104t，2001年增產油量11.52×104t，2002年措施增產油量高達15.41×104t，2013年仍保持5×104t以上的年增油。從2007年以后措施井產量遞減趨勢看，措施后1～3a內遞減幅度將達到20%～50%。另外，由于措施對象大部分集中在二次加密層系，因此，控制二次加密井的自然遞減的難度進一步增大。

圖2 F開發區分層系含水構成曲線

3 控制自然遞減的思路及潛力分析

1）完善注采系統和水驅層系調整是控制老井自然遞減的重要基礎工作之一。針對F開發區油水井數比偏高，多相連通比例低的情況，計算出該開發區純油區合理的油水井數比，并結合三次加密，搞好注采系統調整，進一步提高水驅控制程度，以緩解一、二次井注水強度大，注入壓力高，采液指數下降幅度大的局面，改善注入、采出狀況。

水驅全面完成純油區西部井震結合注采調整和純油區東部層系重組井網部署，增加水驅井位479口，多建產能22.48×104t，提高水驅采收率2.39%，增加可采儲量246.51×104t。

2）擴大周期注水應用范圍，提高水驅驅油效率。過渡帶及純油區的周期注水實踐表明，在純油區全面推廣周期注水是可行的，因此，應該加大推廣應用力度，將周期注水的范圍推廣到整個開發區，提高驅油效率，控制產量遞減。

3）“十一五”以來加大了長關低效井的治理，一定程度上控制了水驅的自燃遞減。截止到2013年累計治理843口井，2013年年增油5.51×104t，控制遞減3.30%。目前仍有188口低效井和327口長關井有待于治理。

4）優化注水方案調整，進一步搞好細分注水工作 。通過多年來以細分注水為重點的注水結構調整工作，目前全區平均單井細分層段達到3.86段，每段內小層數5.2個，在目前的工藝技術條件下，進一步細分的潛力不大，但可對層段內滲透率級差大、小層數較多的注水井進行重組，同時進一步提高層段密封率和注水合格率，改善注水狀況，控制含水上升速度，減緩老井自然遞減。

目前，該開發區有需要進一步細分重組的注水井413口，連通油井582口，通過調整后可有效地控制這部分井的自然遞減。

［1］方凌云，萬新德 .砂巖油藏注水開發動態分析 ［M］.北京：石油工業出版社，1998.