利用注采調(diào)整時(shí)機(jī) 挖潛水驅(qū)開發(fā)效果

黑龍江 劉學(xué)慶

利用注采調(diào)整時(shí)機(jī) 挖潛水驅(qū)開發(fā)效果

黑龍江 劉學(xué)慶

目前薩北開發(fā)區(qū)北三西已進(jìn)入特高含水期開采階段，隨著區(qū)塊含水逐漸上升,部分開采層系注水與采液能力越來越不匹配，需要對(duì)目前注采系統(tǒng)進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整。本文通過注采系統(tǒng)調(diào)整后油井動(dòng)態(tài)變化受效特征進(jìn)行跟蹤，探索特高含水期水驅(qū)配套綜合挖潛技術(shù)，精細(xì)方案編制、精細(xì)生產(chǎn)管理，及時(shí)實(shí)施配套技術(shù)，取得了階段成果，又對(duì)其進(jìn)行了分析總結(jié)。為今后其他區(qū)塊精細(xì)挖潛調(diào)整提供了可借鑒的依據(jù)。

注采系統(tǒng)；地層壓力；含水；措施挖潛

1 北三區(qū)西部基本概況

北三區(qū)西部位于大慶長(zhǎng)垣薩爾圖油田純油區(qū)內(nèi)，含油面積 18.50km2，地質(zhì)儲(chǔ)量 13098×104t，縱向上發(fā)育薩爾圖、葡萄花、高臺(tái)子三套油層，共分7個(gè)油層組，27個(gè)砂巖組，92個(gè)沉積單元。水驅(qū)北三西目前有五套開發(fā)層系，即開采薩爾圖主力油層的基礎(chǔ)井網(wǎng)；開采葡二、高臺(tái)子和薩、葡、高臺(tái)子中低滲透層的一次加密井網(wǎng)；開采薩爾圖和葡二、高臺(tái)子薄差層的二次加密井網(wǎng)。

2 油田開發(fā)中存在的主要矛盾

北三西水驅(qū)經(jīng)過40多年的注水開發(fā)，進(jìn)入特高含水期階段，開采難度不斷加大，各類油層動(dòng)用狀況仍存在較大差異，薄差層和表外層動(dòng)用厚度仍然較低，為了更有效地發(fā)揮各套井網(wǎng)的潛能，需要對(duì)該區(qū)塊開發(fā)狀況進(jìn)行分析研究，區(qū)塊存在的矛盾主要表現(xiàn)在：

2.1 油水井?dāng)?shù)比偏高，注采系統(tǒng)仍不完善

根據(jù)注采平衡原理及合理油水井?dāng)?shù)比公式計(jì)算出，基礎(chǔ)井網(wǎng)、一次加密調(diào)整層系、薩爾圖油層二次加密調(diào)整層系的合理油水井?dāng)?shù)比分別為1.41、1.51和1.38，2008年6月我們針對(duì)注采矛盾突出的北三區(qū)西部一次加密調(diào)整層系和薩爾圖二次加密調(diào)整層系進(jìn)行了注采系統(tǒng)調(diào)整，到2009年底為止各套層系的實(shí)際油水井?dāng)?shù)比分別為1.38、2.16和1.77，仍高于合理油水井?dāng)?shù)比，同時(shí)注采調(diào)整前水驅(qū)控制程度相對(duì)較低，分別為83.0%和86.6%。調(diào)整后雖然得到提高，但仍需要做進(jìn)一步的改善。

2.2 地層壓力水平偏低，分布不均衡

自2006年底到目前，北三區(qū)西部連年降壓關(guān)井，2009年水驅(qū)地層壓力9.66MPa，總壓差-1.58MPa，雖然年恢復(fù)0.12MPa，但較2006年上半年地層壓力水平下降0.38MPa，平均年下降0.13MPa。同時(shí)各井點(diǎn)壓力差異較大，壓力分布不均衡，低壓井比例較高?？倝翰钤谳^合理范圍之內(nèi)井?dāng)?shù)比例一直在20%以下，特高、低壓井?dāng)?shù)比例卻一直高于53%。

2.3 水驅(qū)開發(fā)的對(duì)象逐漸變差，調(diào)整挖潛難度逐年加大

隨著葡一組主力油層和二類油層進(jìn)行注聚開發(fā)，水驅(qū)有142口油水井已經(jīng)為其進(jìn)行了層系封堵和停注，薩一組油層成為基礎(chǔ)井網(wǎng)及二次加密調(diào)整層系開發(fā)的主要對(duì)象。由于薩一組油層多為三角洲外前緣相沉積砂體，油層發(fā)育較差，增產(chǎn)措施挖潛彌補(bǔ)產(chǎn)量遞減的作用將越來越小。同時(shí)因?yàn)樗_一組是套損多發(fā)層位，近幾年已將其注水強(qiáng)度由14.3m3/d·m下調(diào)到目前的9.34m3/d·m。同時(shí)，因?yàn)榇罅糠舛峦Ｗ佣蔚拇嬖?，注水井依靠進(jìn)一步細(xì)分調(diào)整提高注水質(zhì)量的難度也將越來越大。截止到目前共有低效井、長(zhǎng)關(guān)井161口，占水驅(qū)總井?dāng)?shù)的40.0%，影響開發(fā)效果。

上述分析表明，水驅(qū)目前開采矛盾突出，注采系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整后，水驅(qū)開采矛盾得到緩解，因此我們要充分利用注采調(diào)整的有利時(shí)機(jī)，進(jìn)一步挖潛水驅(qū)剩余油，保證水驅(qū)的開發(fā)效果。

3 針對(duì)開發(fā)矛盾，采取綜合性調(diào)整措施

北三區(qū)西部針對(duì)以上問題和矛盾，在精細(xì)地質(zhì)研究成果的基礎(chǔ)上，通過注水調(diào)整、優(yōu)化油水井措施，合理地進(jìn)行壓力系統(tǒng)調(diào)整，使得水驅(qū)開發(fā)取得了較好的開發(fā)效果。

3.1 結(jié)合注采調(diào)整，優(yōu)化注水方案

我們利用注采系統(tǒng)調(diào)整時(shí)機(jī)加大細(xì)分調(diào)整力度共編制方案23口井，方案實(shí)施后注水層段由79個(gè)增加到109個(gè)，層段平均非均質(zhì)系數(shù)由0.49下降到0.39。調(diào)整后周圍43口采油井與調(diào)整前相比日增液63t，日增油12t，含水下降0.39個(gè)百分點(diǎn)。

同時(shí)針對(duì)匹配新老井注水關(guān)系編制方案12口井，方案實(shí)施后老井的注水壓力由12.71MPa下降到12.45MPa，而新井的注水壓力由11.03 MPa上升到11.35MPa，老井的注水強(qiáng)度由13.1m3/d·m下降到9.6m3/d·m，而新井的注水強(qiáng)度由5.2m3/d·m上升到7.4m3/d·m，調(diào)整后周圍27口采油井與調(diào)整前相比日增液8t，日增油4t，含水下降0.33個(gè)百分點(diǎn)。

3.2 優(yōu)化油井措施，緩解層間矛盾，同時(shí)治理長(zhǎng)關(guān)井、低效井，改善開發(fā)效果

在高含水后期，為了挖掘剩余油，改善低效井的開發(fā)效果,必須以精細(xì)地質(zhì)研究成果為指導(dǎo),利用注采系統(tǒng)調(diào)整時(shí)機(jī)，實(shí)施油井措施25口井。平均單井日增油3.1t，累計(jì)增油0.27×104t，取得了較好的效果。一是為完善單砂體連通關(guān)系，提高水驅(qū)控制程度實(shí)施補(bǔ)孔9口，二是實(shí)施壓裂10口，三是為改善油層動(dòng)用狀況實(shí)施壓堵結(jié)合1口井，四是為提高注采系統(tǒng)調(diào)整效果，換大泵5口井。

同時(shí)結(jié)合注采系統(tǒng)調(diào)整共對(duì)16口長(zhǎng)關(guān)油井進(jìn)行治理，治理后日產(chǎn)液911t，日產(chǎn)油72.7t，綜合含水92.02%，累計(jì)增油0.92×104t，還對(duì)10口低效井進(jìn)行了治理，治理后日增液329.2t，日增油26.7t，綜合含水下降1.6個(gè)百分點(diǎn)，累計(jì)增油0.275×104t。

4 取得的開發(fā)效果

4.1 注采狀況得到改善

對(duì)比206口分層井，控制層注水強(qiáng)度由9.08m3/(d.m)下降到8.26 m3/(d.m)，加強(qiáng)層注水強(qiáng)度由12.0m3/(d.m)上升到12.3 m3/(d.m)，分注率達(dá)到94.32%，平均注水層段數(shù)由3.71個(gè)提高到3.88個(gè)。

同時(shí)吸水、動(dòng)用狀況進(jìn)一步得到了提高。有效厚度吸水比例由80.3%增加到81.8%，動(dòng)用厚度比例由79%增加到80.9%，由于水井方案調(diào)整加大了細(xì)分力度，所以有效厚度小于0.5m的中低滲透層動(dòng)用狀況得到較大改善，吸水、動(dòng)用比例分別提高了3.8和3.4個(gè)百分點(diǎn)。

4.2 地層壓力穩(wěn)步恢復(fù)，壓力系統(tǒng)向均衡過渡

一是分層系地層壓力得到合理調(diào)整。基礎(chǔ)井網(wǎng)、一次、二次加密調(diào)整井2010年地層壓力分別為 10.3MPa、10.87MPa、8.91MPa，與 2009 年相比分別上升了 0.05MPa、0.14MPa、0.2MPa。

二是高低壓井區(qū)間地層壓力向合理范圍過渡。從相同井壓力分級(jí)變化情況看，總壓差小于-1.0MPa的井區(qū)地層壓力回升了0.22MPa；從不同井壓力分級(jí)變化情況看，總壓差小于-1.0MPa的低壓井?dāng)?shù)比例減少了3口，總壓差介于-0.5MPa與0.5MPa之間井?dāng)?shù)增加了1口。

4.3 水驅(qū)產(chǎn)量遞減得到有效控制

一是注水調(diào)整工作見到成效。注水井增注措施9口，水井大修開8口井，采油井均不同程度見效，保證了水驅(qū)整體開發(fā)效果。

二是精心編制油井增產(chǎn)措施方案，保證特高含水期增產(chǎn)效果。實(shí)施油井增產(chǎn)措施25口井，年累計(jì)增產(chǎn)0.205×104t，減緩綜合遞減0.71個(gè)百分點(diǎn)。

水驅(qū)自然遞減得到較好的控制。2010年上半年自然遞減為2.24%，低于指標(biāo)0.79個(gè)百分點(diǎn)，綜合遞減-0.1%，低于指標(biāo)0.84個(gè)百分點(diǎn)。

4.4 產(chǎn)液結(jié)構(gòu)得到進(jìn)一步調(diào)整，含水上升速度減緩

在注水井精細(xì)調(diào)整基礎(chǔ)上，進(jìn)一步優(yōu)化層系間、井組間產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，有效控制含水上升。目前水驅(qū)綜合含水92.22%，與2009年年末相比下降了0.21個(gè)百分點(diǎn)。2010年精細(xì)注水井細(xì)分重組和方案優(yōu)化，年增油0.42×104t，使全區(qū)含水下降0.09個(gè)百分點(diǎn)；實(shí)施油井壓裂、補(bǔ)孔、三換等增產(chǎn)措施年增油0.205×104t，控制水驅(qū)含水0.04個(gè)百分點(diǎn)。

通過上述調(diào)整措施，2010年水驅(qū)年均含水92.38%，水驅(qū)含水上升速度得到了較好控制。

5 幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

5.1 充分應(yīng)用精細(xì)地質(zhì)研究成果，找出剩余油分布特點(diǎn)，優(yōu)化綜合治理措施，最大限度發(fā)揮油層潛力。

5.2 在高含水后期，進(jìn)行注采系統(tǒng)調(diào)整可以增加可采儲(chǔ)量，提高水驅(qū)采收率。

5.3 借助注采系統(tǒng)調(diào)整有利時(shí)機(jī)，加大油井補(bǔ)孔、壓裂等措施改造力度，能更有效地完善注采關(guān)系。

（作者單位：大慶油田第三采油廠第五油礦地質(zhì)工藝隊(duì)）