改善喇嘛甸油田特高含水期水驅(qū)開發(fā)效果

摘要:喇嘛甸油田進(jìn)入特高含水期開發(fā)后，水驅(qū)低效無(wú)效循環(huán)矛盾日益突出，含水上升與產(chǎn)量遞減控制難度較大。為了有效控制產(chǎn)量遞減與含水上升速度，開展以細(xì)分注水、剩余油挖潛為注的采結(jié)構(gòu)調(diào)整，有效的改善了水驅(qū)開發(fā)效果。

關(guān)鍵詞:喇嘛甸油田 特高含水期水驅(qū)開發(fā)效果

1 特高含水期水驅(qū)開發(fā)特點(diǎn)

1.1水驅(qū)含水上升率、產(chǎn)量遞減率下降，但控制難度仍然較大

進(jìn)入特高含水期后，隨著油田精細(xì)開發(fā)的不斷深入，水驅(qū)不同層系自然遞減率由最高的15～20%下降到目前的5～10%之間，水驅(qū)含水上升率由0.9～1.5下降到0.5～1.1之間。

1.2宏觀動(dòng)用程度高，剩余油挖潛難度較大

目前，水驅(qū)控制程度為98.6%。但是取心資料表明，層內(nèi)剩余油仍然較多，主要分布在層內(nèi)各沉積單元韻律段上部[1-2]。

1.3無(wú)效注采循環(huán)嚴(yán)重，擴(kuò)大注水波及體積難度大

厚油層吸水狀況表明:厚油層內(nèi)主要吸水部位吸水砂巖比例由1985年前的60.57%下降到2009年的31.78%。不吸水部位的砂巖厚度比例則由2.33%上升到16.92%[3-4]。

2 精細(xì)注采結(jié)構(gòu)調(diào)整方法

2.1 創(chuàng)新層內(nèi)細(xì)分注水技術(shù)，控制無(wú)效注水量

結(jié)合動(dòng)靜資料、監(jiān)測(cè)資料，將細(xì)分注水技術(shù)從層間發(fā)展到層內(nèi)，實(shí)現(xiàn)注水量由厚油層內(nèi)部的高滲透部位向低滲透部位轉(zhuǎn)移，提高厚油層的動(dòng)用程度。主要做法:一是對(duì)于層內(nèi)無(wú)效循環(huán)嚴(yán)重的厚油層，如發(fā)育穩(wěn)定結(jié)構(gòu)界面，對(duì)結(jié)構(gòu)界面以下的無(wú)效循環(huán)部位進(jìn)行封堵，對(duì)上部吸水差部位加強(qiáng)注水;二是對(duì)于層內(nèi)滲透率級(jí)差較大、吸水比例差異大且發(fā)育不穩(wěn)定結(jié)構(gòu)界面的厚油層，利用長(zhǎng)膠筒封隔器進(jìn)行封堵，但為防止層內(nèi)縱向竄流，封隔器要封到結(jié)構(gòu)界面以上0.5m處;三是對(duì)于復(fù)合韻律沉積的厚油層潛力層與高水淹層交錯(cuò)分布，在油層中部利用長(zhǎng)膠筒封隔器實(shí)施層內(nèi)細(xì)分，將一個(gè)厚油層變成兩個(gè)注水層段，在層內(nèi)進(jìn)行周期注水。2009年，實(shí)施39口井，高滲透部位控制無(wú)效注水1127m3/d，低滲透部位增加有效注水1112m3/d。對(duì)比15口細(xì)分井周圍33口油井，細(xì)分后日降液114t，日增油18t，綜合含水下降0.62個(gè)百分點(diǎn)。

2.2 精細(xì)厚層油井壓裂，努力挖潛層內(nèi)潛力

根據(jù)油層發(fā)育、隔夾層發(fā)育及剩余油分布等狀況，個(gè)性化設(shè)計(jì)壓裂方式，提高厚油層動(dòng)用程度。主要做法:一是對(duì)河道砂體沉積的正韻律厚油層應(yīng)用長(zhǎng)膠筒定位壓裂方式;二是對(duì)于層內(nèi)夾層不穩(wěn)定的厚油層應(yīng)用選擇性壓裂方式;三是對(duì)于發(fā)育規(guī)模較小的厚油層應(yīng)用多裂縫壓裂方式。2009年，實(shí)施64口井。措施后平均單井日增液48t，日增油5.5t，含水下降2.9個(gè)百分點(diǎn)。

2.3 精細(xì)厚層油井補(bǔ)孔，提高厚油層水驅(qū)控制程度

通過(guò)低產(chǎn)低效油井補(bǔ)孔進(jìn)行井網(wǎng)互用，完善砂體注采關(guān)系，挖潛厚油層層內(nèi)剩余油。主要做法:一是挖潛由于層內(nèi)注采不完善，形成有采無(wú)注、有注無(wú)采、無(wú)采無(wú)注的剩余油;二是挖潛由于斷層遮擋，井網(wǎng)控制不住的砂體所形成剩余油富集區(qū);三是挖潛由于注采井距較大、部分注采不完善砂體或注采完善程度低砂體形成的滯留區(qū)型剩余油。2009年，實(shí)施32口井，措施后平均單井日增液33t，日增油5.8t，含水下降4.2個(gè)百分點(diǎn)。

2.4 精細(xì)厚層油井堵水，努力減少無(wú)效產(chǎn)液

利用精細(xì)地質(zhì)研究成果，結(jié)合新鉆井水淹層解釋資料、井組注采狀況，綜合判斷無(wú)效采出部位，采用長(zhǎng)膠筒封堵，控制無(wú)效產(chǎn)液，實(shí)現(xiàn)產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整由層間轉(zhuǎn)移到層內(nèi)。主要做法:一是對(duì)井組內(nèi)發(fā)育穩(wěn)定結(jié)構(gòu)界面的厚油層，利用長(zhǎng)膠筒直接封堵到結(jié)構(gòu)界面部位;二是對(duì)發(fā)育不穩(wěn)定結(jié)構(gòu)界面的厚油層，適當(dāng)增加封堵厚度;三是對(duì)厚油層內(nèi)結(jié)構(gòu)單元連通較好、無(wú)效循環(huán)嚴(yán)重的部位，利用長(zhǎng)膠筒對(duì)油水井實(shí)施對(duì)應(yīng)封堵。2009年，實(shí)施26口井，平均單井措施后日降液10t，日增油1.2t，含水下降3.56個(gè)百分點(diǎn)。

3 效果評(píng)價(jià)

3.1水驅(qū)產(chǎn)量遞減及含水上升速度得到有效控制

2009年，水驅(qū)自然遞減率和綜合遞減率為3.81%和2.51%，分別比2008年低1.03和5.95個(gè)百分點(diǎn);年均含水94.48%，比2008年上升0.17個(gè)百分點(diǎn)。產(chǎn)量遞減及含水上升速度得到有效控制。

3.2注采結(jié)構(gòu)進(jìn)一步優(yōu)化

油井產(chǎn)液狀況表明:綜合含水低于90%的采油井產(chǎn)液比例提高0.52%，產(chǎn)液強(qiáng)度增加0.25t/d.m;綜合含水大于96%的采油井產(chǎn)液比例下降0.03%，產(chǎn)液強(qiáng)度下降了0.24t/d.m。低含水井產(chǎn)液比例明顯提高。分層注水狀況表明:加強(qiáng)注水層段的注水強(qiáng)度上升0.24m3/d.m，控制注水層段的注水強(qiáng)度下降0.11m3/d.m。水驅(qū)注采結(jié)構(gòu)得到進(jìn)一步優(yōu)化。

3.3無(wú)效注采得到有效控制

2009年，實(shí)施油水井調(diào)整1698井次，控制無(wú)效注水量243.86×104m3，控制無(wú)效產(chǎn)液量208.69×104t，無(wú)效注采得到了有效控制。

3.4地層壓力保持相對(duì)穩(wěn)定

2009年，加強(qiáng)高、低壓井組的注水調(diào)整。對(duì)比水驅(qū)壓力116口，總壓差-0.26MPa，半年壓差+0.20MPa，年壓差-0.12MPa，地層壓力在原始地層壓力附近保持穩(wěn)定。

4 結(jié)論

⑴進(jìn)入特高含水期后，隨著油田精細(xì)開發(fā)的不斷深入，水驅(qū)含水上升率、產(chǎn)量遞減率呈下降趨勢(shì)。

⑵通過(guò)油水井綜合調(diào)整，可有效優(yōu)化水驅(qū)注采結(jié)構(gòu)，提高剩余油的動(dòng)用狀況、挖潛各類油層潛力，減緩產(chǎn)量遞減，達(dá)到有效控制水驅(qū)遞減率的目的。

參考文獻(xiàn)

[1] 黃伏生，趙偉等.喇嘛甸油田精細(xì)地質(zhì)研究與應(yīng)用.喇嘛甸油田特高含水期油田開發(fā)理論與實(shí)踐(2003.05).

[2] 黃伏生，梁文福等.喇嘛甸油田特高含水期水驅(qū)綜合調(diào)整技術(shù)研究.喇嘛甸油田特高含水期油田開發(fā)理論與實(shí)踐(2003.05).

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