特高含水期油田節能方法探討與實踐

趙輝（大慶油田有限責任公司第四采油廠）

A 油田為受構造控制的塊狀油氣藏[1]，多年來以精細調整為基礎，結合動靜態資料，不斷提高調整精度，油田取得了較好的階段開發效果。但隨著開發時間的延長，控含水、控遞減的難度逐漸加大[2-3]，低效無效循環不斷加劇。為更好地改善特高含水階段老油田水驅開發狀況，切實降低油田能耗，根據A 油田單砂體的連通關系，認真梳理開發中的薄弱環節，量化了油田開采中注水結構及產液結構調整的技術標準，降低無效注水，提高注水效率。

1 量化油田調整標準

在依托油田多年開發經驗及研究成果的基礎上，量化油田注水結構及產液結構調整的技術標準，合理制定水驅油藏調整對策，有效的緩解了油田開發中的平面矛盾、層內矛盾及層間矛盾，減少了油田的低效無效注水，提高了油田的注水效率。

1.1 量化注水層段細分標準

按照細分主要控制指標與動用狀況的擬合規律，在原有增加注水層段和控制滲透率級差兩項控制指標的分層注水標準基礎上，依據A 油田儲層發育狀況和分層注水工藝現狀，確定了“666”細分注水標準：即層段單卡油層數小于6 個、砂巖厚度小于6 m 和滲透率變異系數不大于0.6[4]。按照“666”技術標準，在精準分層注水中，主要是對強水驅、無水驅砂體單卡單注。通過層段降水和層段停注，控制低效、無效注水；對較強水驅砂體單卡單注，提高低水淹層段注水；對弱水驅層間滲透率變異系數大于0.6 的砂體組合為不同層段，實現層間合理配水。以控水為目的細分注水實施了142 井次，年累計減少注水31.62×104m3，周圍116 口受效采油井年累計減少產液9.12×104m3。

1.2 量化層段配注強度標準

隨著油田開發的深入進行，合理調整注水結構，提高注水效率是實現油田開發目標的重中之重。結合油田砂體發育特點及水井同位素監測情況制定了油田的注水量標準（表1）：對相對吸水小于10%的層段加強注水，為避免注入水單層突進，注水強度控制在3.5 m3/(m·d)附近；對同位素顯示相對吸水為10%～20%的層段，平衡注水，注水強度控制在3 m3/(m·d)附近；對同位素顯示相對吸水20%以上的層段，限制注水，注水強度控制在 2.5 m3/(m·d)以內，為避免地層壓力下降過快，注水強度控制在1.0 m3/(m·d)以上；對無連通油井層段或連通油井高含水的層段，層段間注或停注。通過調整注水結構，有效控制井組注采比，減少了無效產液，提高了注水利用率。共實施測調控水210 井次，年累計減少注水55.13×104m3，周圍169 口受效采油井年累計減少產液12.15×104m3。

表1 油田注水層段配注水量標準

1.3 量化堵水選井選層標準

在充分考慮強勢滲流通道形成的地質條件和注水開發兩方面基礎上，應用經濟效益評價、數理統計及油藏工程等手段，通過動態監測及動靜態生產資料反復檢驗，以含油飽和度、單層注水量、不同滲透率級別下單層累積注水量、注水強度及注采比、注水井PI 指數和測井曲線電性參數為技術界限，建立強勢滲流識別體系，三類油層低效無效井層判別標準見表2。結合三類油層強勢滲流通道識別技術，確定了堵水“44121”量化選井選層標準[5-10]：含水大于井區平均值4 個百分點以上、 單井日產液大于40 t、封堵層目的層折算有效厚度大于1.0 m、封堵層目的層滲透率突進系數大于2.0、接替層砂巖厚度大于10 m。按照“44121”堵水技術標準，共實施油井堵水43 井次，年降低低效無效產液 6.34×104m3。

表2 三類油層低效無效井層判別標準

2 效益分析

A 油田通過量化注水結構調整標準，精準調整注水結構，實施控水調整352 井次，年節約注水86.75×104m3，年減少無效產液21.27×104m3。根據量化堵水選井選層標準，實施油井堵水43 井次，年減少無效產液6.34×104m3。按照注水單耗5.96 kWh，噸液單耗7.35 kWh 計算，節約注水、減少產液共可節約用電720×104kWh，電價按照0.637 元/kWh 計算，可節約電費 458.64 萬元。

3 結論

1）結合油田開發特點，量化注水及堵水技術標準，可以實現油田開發的精準調整，有效提高儲層動用狀況，實現層間合理配水。

2） 油田進入特高含水期，低效無效循環加劇，動態、靜態資料和監測資料的綜合運用，可以有效識別低效無效循環部位，是油藏節能工作的基礎。

3）合理調整油田注水及產液結構，可以有效控制注入水低效無效循環加劇，是有效的節能手段。