注聚轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)提高油藏開發(fā)效果的措施

劉大鵬

【摘 要】本文分析了注聚轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)存在的問題，綜合評(píng)價(jià)了聚合物驅(qū)在提高采收率方面的優(yōu)勢(shì)和潛力，明確了油藏下步開發(fā)潛力方向，并本著科學(xué)嚴(yán)謹(jǐn)?shù)脑瓌t制定了注聚轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)單元提高采收率的三年規(guī)劃和工作方向，為可持續(xù)性穩(wěn)定發(fā)展提供了科學(xué)依據(jù)和理論指導(dǎo)。

【關(guān)鍵詞】注聚;后續(xù)水驅(qū);開發(fā)效果;措施

一、飛雁灘油田概況

飛雁灘油田位于山東省東營(yíng)市利津縣刁口鄉(xiāng)北部，黃河故道入海口附近，地處國(guó)家級(jí)濕地自然保護(hù)區(qū)。飛雁灘油田館陶為普通稠油高滲油藏，構(gòu)造位于濟(jì)陽(yáng)坳陷沾化凹陷埕東凸起北斜坡帶，構(gòu)造為一軸線呈近北東走向，并向北傾沒的鼻狀構(gòu)造，構(gòu)造比較平緩，東部相對(duì)較陡，地層傾角為0.3度，油藏埋藏1250-1350米，含油面積20Km2，平均有效厚度5.3m，地質(zhì)儲(chǔ)量2074t，標(biāo)定可采儲(chǔ)量736.23×104t，標(biāo)定采收率35.5%，是河口采油廠主力開發(fā)區(qū)塊之一，也是河口采油廠唯一一個(gè)注聚轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)單元。

飛雁灘油田截止到2012年共經(jīng)歷4次開發(fā)方式的轉(zhuǎn)變：1991年-1995年開發(fā)準(zhǔn)備，邊勘探邊開采的天然能量開發(fā)方式;1996年-2000年注采調(diào)整，注水補(bǔ)充能量開采方式;2000年-2005年注聚開發(fā)，三次采油方式;2006年至今，轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)開發(fā)。

二、注聚轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)油藏開發(fā)潛力調(diào)查

飛雁灘油田經(jīng)過20年的注水開發(fā)，累計(jì)采油624.8×104t，累計(jì)注入水量2863.2×104m3，綜合含水94.4%，隨著開采程度提高，地下油水關(guān)系越來越復(fù)雜，油田開發(fā)難度越來越大。近些年由于井網(wǎng)、井筒及地面設(shè)備老化嚴(yán)重，已影響到油田的可持續(xù)發(fā)展。

1、水淹程度高，油水關(guān)系復(fù)雜，剩余油挖潛難度大

飛雁灘油田經(jīng)過注聚轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)開發(fā)，含油飽和度不斷下降，驅(qū)油效率、波及系數(shù)不斷擴(kuò)大，綜合含水逐年上升，目前飛雁灘油田綜合含水高達(dá)94.5%，水驅(qū)波及系數(shù)72.3%。平面上雖然部分井區(qū)無(wú)井網(wǎng)控制但往往老井采過并且高含水返走，挖潛風(fēng)險(xiǎn)大，目前僅在砂體邊部、斷層附近、薄層小砂體附近含水相對(duì)較低。主力層間含水在92.2%～94.9%之間，水淹程度均很高。

2、注采井網(wǎng)完善性逐年變差

油井開井?dāng)?shù)從2006年的118口下降到2012年的97口，減少21口。一是轉(zhuǎn)注10口，占47.6%;二是高含水關(guān)井，2006年以來高含水關(guān)5口，占停產(chǎn)油井總數(shù)的23.8%;三是井況變差，2006年以來油井套損停井9口，占停產(chǎn)油井總數(shù)的42.8%。

3、井況差 套損井多

2006年以來因套損停產(chǎn)停注井20口，損失水驅(qū)儲(chǔ)量108×104t。目前套損帶病生產(chǎn)油井44口，套損帶病注水水井25口，分別占油水井總數(shù)的41.9%、35.7%。三大主力層井網(wǎng)水驅(qū)控制儲(chǔ)量1451.7×104t，水驅(qū)控制程度83.1%。未控制儲(chǔ)量178×104t。

4、分相帶開采不均衡，局部地區(qū)采出程度低

飛雁灘油田主力層Ng17層由于套損、高含水等原因停產(chǎn)井多，動(dòng)態(tài)油水井井?dāng)?shù)比1.6：1，平均井距383米。由于平面非均質(zhì)性嚴(yán)重導(dǎo)致各沉積相帶井網(wǎng)狀況差異大。位于主河道、點(diǎn)砂壩沉積微相的埕118塊、埕126塊平均井距252米，井網(wǎng)密度15.7口/Km，采出程度40%。而河漫灘沉積的西部薄層注采井網(wǎng)不完善，儲(chǔ)量動(dòng)用狀況差。該部位油層薄，平均井距376m，對(duì)應(yīng)率67%，采出程度僅14.1%，地層總壓降3.1MPa，平均動(dòng)液面1126m。該部位由于儲(chǔ)層物性差、儲(chǔ)量控制差、油井產(chǎn)液低、注采井距大導(dǎo)致注水見效緩慢。

5、地層虧空大，能量水平低

飛雁灘油田Ng長(zhǎng)期采用低注采比注水，壓降保持在2.5MPa，1999—2000年上半年曾通過提高注水量使地層壓力有所恢復(fù)，但注聚后地層壓力水平再次下降。2006年9月轉(zhuǎn)水驅(qū)后，通過提高注采比使地層能量下降趨勢(shì)有所減緩，但目前地層壓降仍高達(dá)2.4MPa，地層能量保持水平81.5%，平均動(dòng)液面765m，累積虧空584.55×104m3。

6、注聚后儲(chǔ)層物性改變，近井地帶堵塞

注聚轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后部分主河道注聚井區(qū)出現(xiàn)了作業(yè)時(shí)壓不住井的異常狀況，油水井共計(jì)9井次，這些大部分油井正常生產(chǎn)時(shí)液面均在900米以上，水井注水油壓在9mpa以上，起出管柱后會(huì)有自噴現(xiàn)象產(chǎn)生，壓井困難，說明地層深部憋壓，近井地帶堵塞。

三、提高飛雁灘油田開發(fā)效果的措施

飛雁灘油田后續(xù)水驅(qū)階段按照擴(kuò)大水驅(qū)波及系數(shù)，提升地層壓力，提高單井液量的工作思路，以提高水驅(qū)動(dòng)用程度，提高采收率為中心目標(biāo)，實(shí)現(xiàn)了“提水提液，控制兩率”的目標(biāo)。

1、注水量增加，地層能量逐步恢復(fù)

針對(duì)后續(xù)水驅(qū)階段地層能量不足和注入水突進(jìn)加劇等問題，開展注采完善、水井專項(xiàng)治理等工作：

①注采完善，減緩平面矛盾。針對(duì)局部注采不完善的問題，油井轉(zhuǎn)注10口，增加日注水能量1200m3，增加水驅(qū)儲(chǔ)量104.5×104t。對(duì)應(yīng)油井40口，已見效26口，日增液356t，日增油115t。②實(shí)施分層注水，減緩層間矛盾。轉(zhuǎn)水驅(qū)后，根據(jù)多層合注井吸水剖面資料，結(jié)合油井動(dòng)態(tài)，實(shí)施分注10口井，使原來不吸水的高壓層也注上水，增加注水量360m3，對(duì)應(yīng)油井22口，6口油井已見效，日增液60t，日增油8t，含水下降1.3%，累增油1121t。③開展堵水調(diào)剖，減緩注入水突進(jìn)。轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后在總結(jié)分析前期調(diào)剖的基礎(chǔ)上，通過調(diào)剖劑、段塞設(shè)計(jì)及施工的優(yōu)化，對(duì)15口井實(shí)施調(diào)剖，平均注入壓力由7.4MPa升至目前的8.6MPa，上升了0.8MPa。通過以上工作，與轉(zhuǎn)水驅(qū)前相比，開水井?dāng)?shù)上升4口，日注水量上升1292m3。地層壓力有所恢復(fù)，由注聚結(jié)束時(shí)的10.26MPa恢復(fù)到目前的10.46MPa，平均動(dòng)液面由855m回升到765m。

2、優(yōu)化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，整體液量穩(wěn)步上升

飛雁灘注聚區(qū)后續(xù)水驅(qū)以來，在注好水補(bǔ)充地層能量的基礎(chǔ)上，根據(jù)不同相帶油井儲(chǔ)層特點(diǎn)、能量狀況等條件，優(yōu)選部分油井實(shí)施針對(duì)性提液措施，優(yōu)化區(qū)塊產(chǎn)液結(jié)構(gòu)。一是對(duì)主河道高能量井采取大泵、電泵提液。選取主河道部位注采對(duì)應(yīng)關(guān)系好的油井實(shí)施提液36口井，初增能力220t，累積增油5.8×104t。如埕118-G1井電泵提液后，有三口水井對(duì)應(yīng)注水，實(shí)施后液量增加117t/d，綜合含水下降4.8%，累增油1020t。二是對(duì)河漫灘泥質(zhì)含量高物性差的低液井，實(shí)施壓裂液防砂，改造儲(chǔ)層，提高液量。共實(shí)施壓裂液防砂30口井，日增油83t，累積增油8596t。

3、含水得到有效控制，含水上升率低

從含水變化曲線可以看出與數(shù)模吻合較好，從含水變化趨勢(shì)看，綜合含水已過快速上升階段，今后上升速度將變緩。從分層含水變化曲線上看，分層含水變化趨勢(shì)與區(qū)塊趨勢(shì)一致，轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后，三個(gè)層的含水上升速度減緩，Ng14+5層含水上升率為2.23%，Ng16層含水上升率為2.12%，Ng17層含水上升率為2.03%。

四、認(rèn)識(shí)與建議

井況差、套損對(duì)飛雁灘后續(xù)水驅(qū)產(chǎn)量影響較大。地層能量不足是制約飛雁灘油田穩(wěn)產(chǎn)的不利因素。水井欠注多導(dǎo)致飛雁灘穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)不牢。對(duì)于近井地帶堵塞，制約單井產(chǎn)能。注聚區(qū)主河道注采不完善區(qū)油井近井地帶堵塞，造成正常生產(chǎn)時(shí)供液不足，作業(yè)沖砂過程中有溢流，作業(yè)后反復(fù)砂埋，影響油井產(chǎn)能。

幾點(diǎn)建議：

1開展堵水調(diào)剖，控制注入水突進(jìn)。根據(jù)轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后水井吸水剖面顯示，部分井層間層內(nèi)水竄較嚴(yán)重，為改善注入產(chǎn)出剖面，擴(kuò)大波及系數(shù)，2012-2015年將加大油水井堵水調(diào)剖力度，預(yù)計(jì)每年3井次。

2、優(yōu)化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，減緩產(chǎn)量遞減。根據(jù)儲(chǔ)層發(fā)育情況、注采對(duì)應(yīng)關(guān)系及目前產(chǎn)量，培養(yǎng)和優(yōu)選提液井，預(yù)計(jì)以后每年根據(jù)油藏動(dòng)態(tài)選擇提液井3-5口。

3、開展井網(wǎng)適應(yīng)性及井網(wǎng)調(diào)整研究。經(jīng)過聚驅(qū)及后續(xù)水驅(qū)水洗，主流線上剩余油較少，但油井間剩余油仍較多，因此，研究剩余油分布并進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整是十分必要的。河漫灘差油層儲(chǔ)量動(dòng)用程度低，采收率低，需要開展合理井網(wǎng)井距和開發(fā)技術(shù)政策界限研究。

4、改變開發(fā)方式，適時(shí)實(shí)施三次采油新技術(shù)。飛雁灘油田已進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)階段后期，雖然采出程度較高，但綜合含水及累積注入倍數(shù)低，含水上升速度快，希望通過三次采油解決這種注聚轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)油藏進(jìn)一步提高采收率的瓶頸問題。