實施不穩定脈沖注水，挖潛井間剩余油

蔣曉瀾　張尊香　焦海亮

摘 要：孤東八區館上段是孤東油田主力注水開發單元，從2002年1月停注聚合物至今，進入后續水驅階段。該階段水井進行細分注水，目前正處于轉后續水驅含水快速上升期，綜合含水由注聚前87.2%上升到目前94.5%，含水上升率為2.6%，實施有效的調配是注水開發單元下一步開發的關鍵。

關鍵詞：注水開發單元；調配；脈沖注水

一、立項依據：

孤東八區館上段是孤東油田主力注水開發單元，經歷了天然能量開采階段（1985年6月—1987年6月）；注水見效，高速穩產階段（1987年7月—1992年4月）；層系井網調整，持續高產穩產階段（1992年5月—1997年8月）；聚合物驅階段（1997年9月—2001年12月）。從2002年1月停注聚合物至今，進入后續水驅階段。該階段水井進行細分注水，目前正處于轉后續水驅含水快速上升期，綜合含水由注聚前87.2%上升到目前94.5%，含水上升率為2.6%，實施有效的調配是注水開發單元下一步開發的關鍵。

從產量構成曲線看出 ，目前主要增產措施是卡封和防砂，補孔措施明顯減少。經多年措施挖潛，下步可補孔井層逐年減少，措施難度進一步加大，穩產難度增大。因此實施有效的注采分析和注采管理，控制單井含水上升，是實現水驅開發單元穩產的關鍵。

目前我隊共有注采井組17個，由于井網固定，油水井間存在長期的注采關系，導致地下流體沿同一方向驅進，形成大孔道或低滲帶，對應油井高含水生產或受注水井影響不大，驅油效率低。而常規調配對穩定井組產量，減緩產量遞減的作用明顯減弱。為改善注采關系，挖潛井間剩余油，我們實施對不同方向水井進行輪翻脈沖注水。

二、技術現狀及主要技術難點

技術現狀：目前常規調配存在以下特點：長期性：調配間隔時間長，一般在2-3個月一次，加重了井下大孔道的存在及形成；溫和性：調配幅度小，調配增減水量在50-100m3變動，且多在50m3左右調動，造成調配效果不明顯。單一性：調配井次少，涉及對應油井井次少，造成水驅油面積相對較小。

主要技術難點：實施準確的調配，需不斷觀察、試驗和摸索，認清來水方向和剩余油分布。常規調配間隔時間長，調配幅度小，不利于盡快掌握油水井間關系，且剩余油挖潛不徹底。

三、創新內容、技術關鍵、技術經濟指標及達到的目標：

創新內容：對水井實施脈沖調配注水，主要是通過改變地下流體運動速度、運動強度及運動方向，達到進一步沖刷地層，挖潛剩余油的目的。特點是升降水幅度大，大小強度交替，具有脈沖的特性；調水方向多，不同方向輪翻沖刷，形成多方向多層次驅油的格局。與常規調配相比，具有調水幅度大，變化方向多，驅油速度和方向改變的特點。與以往脈沖調配相比，具有注水不間斷，通過大幅度升降水實現脈沖的特性，減少因停井造成水井躺井或吸水變差情況的發生。

技術關鍵：認清油井來水方向，及時脈沖調配，改變驅油速度和方向，挖潛剩余油。

技術經濟指標：年實施12口水井的脈沖調配，單井平均調配次數為6次。

達到的目標：對應油井年增油600噸。

四、項目實施及效果

05.1-8正在實施，目前已對9口水井實施脈沖調配，平均單井調配次數達5.6次，累計調配51井次，對應油井22口，累增油535噸。脈沖調配見效井例：油井24-8井生產42層，套噴生產，對應水井3口（24-10、25-081、23-1007）同層油井2口中（23-6、25N7）。24-8距離23-1007水井130米，距24-10水井300米，距25-081水井180米。經驗表明，24-8受三口水井均衡制約，產量穩定。

24-8井05年1月初產量：52.4/4.5/91.4%。此時對應水井23-1007井配注100m3，25-081配注100 m3，從04年10月以來沒有變化，只有24-10井于04年11月調配50/130 m3。24-8井于05年1月15日開始出現液量升，含水升的現象，液量升至100噸左右，含水升至94.7%，上升了3.3%，由于液量的增加，油量未受影響。分析來水方向為24-10，該方向注水增強，導致24-8液量含水的變化。為控制24-8含水上升，其對頂方向水井23-1007調配100/140，此時24-8產量為117.9/3.7/96.9%。 23-1007上調的同時，24-10井于05.2.20保作關，一直到6.1號開井。24-10井的停注，使23-1007井沒有了對頂方向，相當于23-1007井方向水量加強，從該方向向24-8推進，驅油見效。05.4.10左右，24-8出現液量略降，含水下降的趨勢，產量為：82.5/5/93.9%，較調配前產量有很大回升，一直到5月下旬，含水一路下降，油量穩中有升，峰值產量110/12/89.1%，含水下降8個百分點。為保持效果，充分挖潛剩余油，我們觀察油井產量變化，避免長期注入形成大孔道，對兩個注水方向做到適時調配水量。23-1007井于5月30日24-8井含水由90%升至93%時進行下調140/20，24-10井則于6月1日保鉆開井，配注100 m3，驅油方向很快從23-1007轉向24-10，24-8井出現又一次見效?？紤]24-10方向水量大，23-1007方向偏弱，水很快會淹過來，7.20日左右，24-8含水果然出現上升，由94%升至97%。我們將23-1007上調20/100，加強對頂方向注水，且24-10井水量在100到200 m3之間來回調動，由于調配及時24-8井于8月20日左右又一次見效，含水再次下降為94%，油量保持在8噸左右。項目實施以來，該井見效天數達125天，累增油225噸，平均日增油1.8噸。

2、21N8注采井組

油井21N8井生產42.5層，兩個層分別對應水井1口，42層水井為22-10，45層水井為22-8，兩個層均為單向對應，調配難度大，層間開發存在矛盾。 21N8井在前期45層注聚見效后，一直是高液量，高含水生產，導致42層不能充分發揮潛力。04年10月以來22-10井由于套變，作業停修，一直不能正常注水.04年12月開井后，我們加強了42層注水，22-10以高注采比注入，配注200m3，同時22-8降水100/50，不均衡的注入方式，改變了地下流體運動方向，21N8井42層見效，含水下降幅度大，由年初98.4%降至目前的94.3%，日油由2.5升至4.8噸，見效天數80天，累增油達184噸。

以上兩井脈沖調配的成功，使我們認識到：高含水期注水開發單元注采調配工作需打破常規，通過人為的改變注采強度、注入結構達到改變地下水驅油方向及強度，進一步控制來水向來水，提高驅油效率的目的。

五、應用規模及經濟、社會效益分析：

經過對我隊17個注采井組中的9口水井05.1-8月期間累計51井次的調配試驗、結果分析，我們認為脈沖調配在增加井組日油水平方面優于以往的溫和調配，適用于注采井網長時間固定不變，導致地下形成大孔道的長期開采的注水開發單元，值得推廣。 實施截止目前增油535噸，可獲經濟效益：作業采油維護發生成本50萬元，原油價格按3000元/噸計算， 535×3000/10000-50 =110.5（萬元）

可獲社會效益：1、降低注水單元自然遞減，較去年同期對比自然遞減由31.3%降至23.01%，下降8.29%，老井自然產油增加595噸，實現注水開發單元產量不遞減，開發形勢穩中有升；2、提高了群眾性油水井分析能力。