全面注水在海外河油田的應(yīng)用

孫波

摘要：注水是我國(guó)油田開發(fā)的一種十分重要的開采方式[1]。全面注水技術(shù)是油田采油后期應(yīng)用技術(shù)之一。合理應(yīng)用全面注水技術(shù)可得到很好的采收率。海外河油田海26塊應(yīng)用全面采油技術(shù)，采收率由初期的13.3%提高到22.5%，同時(shí)在含水上升速率，維持地層壓力和加強(qiáng)井網(wǎng)控制能力方面體現(xiàn)出較好的控制作用。

關(guān)鍵詞：全面注水技術(shù)；采油；采收率

引言

海外河油田是位于遼河斷陷中央隆起南端傾沒(méi)帶南端的一個(gè)中型油氣田，海26塊構(gòu)造位置位于遼河斷陷盆地中央凸起南部?jī)A沒(méi)帶的南端，是海外河油田的一個(gè)主力區(qū)塊，已經(jīng)歷了基礎(chǔ)井網(wǎng)形成階段和井網(wǎng)加密調(diào)整階段，現(xiàn)進(jìn)行全面注水開發(fā)階段,取得較好的效果。

1 主要地質(zhì)特征概況

海26塊屬斷裂發(fā)育、構(gòu)造復(fù)雜；含油井段長(zhǎng)、層數(shù)多、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，且膠結(jié)疏松，出砂嚴(yán)重；油藏類型多，油水關(guān)系復(fù)雜；油品性質(zhì)差，原油粘度高且差別大。

2 全面注水實(shí)施過(guò)程

基于海26塊油藏地質(zhì)特征，自1989年9月開始實(shí)施基礎(chǔ)井網(wǎng)至1999年，已經(jīng)歷了基礎(chǔ)井網(wǎng)形成階段和井網(wǎng)加密調(diào)整階段，現(xiàn)進(jìn)行全面注水開發(fā)階段，全面注水實(shí)施過(guò)程如下：

2.1 細(xì)分開發(fā)層系，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度

因一套層系開發(fā)，油井多層合采，受儲(chǔ)層非均質(zhì)性及原油粘度差異的影響，層間干擾嚴(yán)重，油層動(dòng)用程度僅為44.9%。2000年開始對(duì)海26塊進(jìn)行細(xì)分層系注水調(diào)整，總體上按一套層系，局部在18-30塊主體部位分三套層系，在20-30塊主體部位分二套層系進(jìn)行開采。投產(chǎn)層系調(diào)整井39口，實(shí)施后砂巖連通系數(shù)由66%提高到75%，調(diào)整井平均日產(chǎn)油水平294t/d，年累積產(chǎn)油9.70×104t。目前分采區(qū)采出程度比全塊高出3.5%。

2.2 合理有效注水，優(yōu)化注水結(jié)構(gòu)

2.2.1 針對(duì)不同的油藏類型，采取不同的注水方式逐漸完善注采井網(wǎng)

在細(xì)分開發(fā)層系的基礎(chǔ)上，在分采區(qū)實(shí)行面積注水，兩分采區(qū)注采井?dāng)?shù)比由調(diào)整前的1：12上升到調(diào)整后的1：2.7，油井受效狀況得到明顯改善，受效井?dāng)?shù)由7口增加到72口，受效比例由8.9%提高到91.1%，其中雙向以上受效井由2口增加到27口，比例由2.5%提高到34.2%。

復(fù)雜斷塊由于面積小且破碎、油層連通差，結(jié)合小層沉積相分析對(duì)其實(shí)行點(diǎn)狀注水，注采井?dāng)?shù)比由1：7.9 提高到1：5.6。

2.2.2 分層注水，有效提高縱向上水驅(qū)動(dòng)用程度

該塊注水開發(fā)早期采取籠統(tǒng)注水，由于儲(chǔ)層縱向上非均質(zhì)性造成相對(duì)吸水較少的低滲透層所對(duì)應(yīng)的油井受效甚微，而吸水量較大的高滲透層所對(duì)應(yīng)的油井水淹嚴(yán)重，層間矛盾十分突出。在這種情況下，加大注水井分層注水力度，先后采用偏心、同心、三管三種分注技術(shù)，并在實(shí)踐中逐步摸索并形成三管注水與周期注水相結(jié)合的適合油藏地質(zhì)特點(diǎn)的分注技術(shù)。2000年以來(lái)，分注井?dāng)?shù)由2口增加到49口，分注層段數(shù)由4個(gè)增加到133個(gè)，注水井分注率由11.1%提高到94.2%，油層水驅(qū)動(dòng)用程度由42.5%提高到64.2%。

2.2.3 開展周期注水試驗(yàn)，改善水驅(qū)效果

針對(duì)稠油注水單層突進(jìn)、層內(nèi)指進(jìn)、舌進(jìn)嚴(yán)重的特點(diǎn)，通過(guò)周期注水周期性地改變注入量和采出量，在地層中造成不穩(wěn)定壓力場(chǎng)，使注入水在層間壓力差的作用下發(fā)生層間滲流，增大波及系數(shù)及洗油效率，提高采收率。周期注水同時(shí)也解決日注水量低于15m3/d的注水井冬季管線凍堵的管理難題。2004年以來(lái)，先后實(shí)施28井次，增油0.61×104t。

2.3精細(xì)剩余油分布規(guī)律研究，優(yōu)化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)

2.3.1 利用監(jiān)測(cè)資料結(jié)合動(dòng)態(tài)分析，實(shí)施油井找堵水

運(yùn)用C/O、IPR測(cè)井、硼-中子壽命測(cè)井等技術(shù)對(duì)剩余油飽和度進(jìn)行監(jiān)測(cè)，研究水淹規(guī)律，結(jié)合動(dòng)態(tài)分析實(shí)施找堵水114井次，累增油2.77×104t。

2.3.2 利用側(cè)鉆技術(shù)完善注采井網(wǎng),挖掘剩余油

受儲(chǔ)層特征、微構(gòu)造和注采關(guān)系影響，油層水淹狀況差異較大，剩余油分布不均。利用套變停產(chǎn)井及新海27塊停產(chǎn)井側(cè)鉆，完善海26塊注采井網(wǎng)，進(jìn)行剩余油挖潛。2000年以來(lái)共實(shí)施側(cè)鉆井53口，合計(jì)年增油3.25×104t。

2.3.3 多種防砂技術(shù)治理出砂井

針對(duì)地層細(xì)砂巖、粉砂巖比例占80%，出砂嚴(yán)重的特點(diǎn)，逐漸摸索出地層深部防砂和螺桿泵排砂以及篩管防砂和氟硼酸防砂的兩主兩輔防排砂技術(shù)體系。共實(shí)施防排砂措施174井次，其中防砂118井次。

3全面注水實(shí)施結(jié)果

堅(jiān)持邊開發(fā)、邊認(rèn)識(shí)、邊治理的原則，不斷提高油藏認(rèn)識(shí)，改善復(fù)雜斷塊稠油油藏注水開發(fā)效果，主要表現(xiàn)為以下幾個(gè)方面：

3.1 注水井網(wǎng)控制能力得到加強(qiáng)

目前平面上儲(chǔ)量動(dòng)用程度在80%以上，井網(wǎng)密度為54口/km2，150m井距下的儲(chǔ)層連通系數(shù)60%，注采井?dāng)?shù)比由1∶7.9提高到目前的1∶3.8，水驅(qū)控制程度由（下轉(zhuǎn)第106頁(yè)）36.9%提高到68.0%，水驅(qū)動(dòng)用程度由42.5%提高到64.2%。

3.2 地層壓力保持相對(duì)穩(wěn)定

地層壓力保持在飽合壓力以上開采，d1地層壓力偏小為13.9Mpa，d3地層壓力偏高為18.1Mpa，平均地層壓力為14.7Mpa。

3.3 含水上升速度得到控制

通過(guò)細(xì)分層系和注采系統(tǒng)完善，油藏含水上升速度得到有效控制，含水上升率由由7.2%下到0.8%。

3.4 遞減率降低

通過(guò)以細(xì)分層系為中心的綜合調(diào)整，油藏遞減率不斷下降，自然遞減率由2000年的35.52%下降到目前的16.41%，綜合遞減率由18.07%下降到9.31%。

3.5 采收率提高

通過(guò)不斷調(diào)整，油藏采收率由初期的13.3%提高到22.5%。

4 結(jié)論

全面注水技術(shù)雖然是油田采油后期較為成熟的應(yīng)用技術(shù)之一。但只要合理應(yīng)用，全面注水技術(shù)仍可得到很好的采收率，同時(shí)在含水上升速率，維持地層壓力和加強(qiáng)井網(wǎng)控制能力方面體現(xiàn)出較好的作用，為采油廠穩(wěn)定生產(chǎn)提供切實(shí)有力的保障。

參考文獻(xiàn)

[1]萬(wàn)仁溥，羅英俊。采油技術(shù)手冊(cè)，1