二元復(fù)合驅(qū)后續(xù)水驅(qū)注采技術(shù)調(diào)整研究

摘#8195;要孤東油田七區(qū)西54-61二元復(fù)合先導(dǎo)驅(qū)于2003年9月開始正式注聚，2010年1月全部停注聚，轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)，目前已進入后續(xù)水驅(qū)開發(fā)階段。轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后含水回返快，平面、層間矛盾進一步加劇，產(chǎn)量遞減速度快，穩(wěn)產(chǎn)難度大。因此加大二元復(fù)合驅(qū)后續(xù)水驅(qū)注采技術(shù)調(diào)整研究，努力控制后續(xù)水驅(qū)含水上升速度，取得了一定的效果，促進了單元穩(wěn)產(chǎn)，改善了單元開發(fā)效果。

關(guān)鍵詞后續(xù)水驅(qū)；注采技術(shù)調(diào)整

中圖分類號TE983文獻標(biāo)識碼A文章編號1673-9671-(2012)041-0101-01

1地質(zhì)概況

孤東油田七區(qū)西Ng54-61開發(fā)單元于1986年5月作為一套獨立的開發(fā)層系依靠天然能量投入開發(fā)，1987年4月全面注水，進入人工補充能量開發(fā)階段。開發(fā)20多年來，先后通過井網(wǎng)調(diào)整、強注強采以及近年來局部開展的化學(xué)驅(qū)等措施，實現(xiàn)了油藏在較高采油速度條件下的高效注水開發(fā)。整個開發(fā)過程可劃分為三個開發(fā)階段。二元復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗區(qū)位于孤東油田七區(qū)西Ng54-61單元南部，含油面積0.94平方公里，地質(zhì)儲量277.5萬噸，方案設(shè)計注入井10口，對應(yīng)油井16口，觀察井3口。試驗區(qū)油藏構(gòu)造簡單平緩，由西南向東北傾覆，傾角1°-2°，構(gòu)造高差32米，具有統(tǒng)一的油水界面，油層埋深1#8198;261-1#8198;294米。

2后續(xù)水驅(qū)開發(fā)中存在的主要問題

2.1含水回返快，開發(fā)效果變差

轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后，先導(dǎo)區(qū)含水回返井17口，主要是先導(dǎo)區(qū)的32排中心井排含水回返快，這些井見效時間早，累計增油已達11.1萬噸，提高采收率16.3%，擴大區(qū)含水回返井4口，轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后含水上升加快。部分油井含水已回返至注聚前水平，失去注聚增油效果，二元復(fù)合先導(dǎo)驅(qū)開發(fā)效果逐漸變差。

2.2水井井況變差，注采矛盾突出

轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后，注水井層間吸水狀況惡化，層間差異加大。如7-30-175井注5455+61層，2008年6月測注聚剖面顯示54層吸水量占43.9%，55+61吸水量占56.1%，層間差異較小。30-175井轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后，2010年5月測吸水剖面顯示，54層吸水量占38%，55+61層吸水量占62%層間吸水狀況惡化，層間差異加大，導(dǎo)致層間注采矛盾突出。

3后續(xù)水驅(qū)注采調(diào)整對策

3.1分區(qū)設(shè)定注采比，延長見效期

第一批轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)井，屬注入好、見效較好的先導(dǎo)區(qū)，注采比設(shè)定在1.0，充分發(fā)揮聚合物段塞作用。第二批轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)，包括先導(dǎo)區(qū)36排及擴大區(qū)，目前有一些井處于正見效階段，注采比設(shè)定為0.9，使注聚向注水緩慢過渡。通過設(shè)定合理的注采比，精細(xì)注采調(diào)配，控制了單井含水回返速度。

3.2完善注采井網(wǎng)，挖潛剩余油潛力

由于驅(qū)替方式的不同，在水驅(qū)與二元復(fù)合驅(qū)的邊角部位，尤其是砂體邊部經(jīng)常會形成剩余油富集區(qū)，是剩余油挖潛的主陣地。如7-27-174井位于先導(dǎo)區(qū)的邊部，靠近斷層高部位，該井54層砂厚9.9米，效厚8.2米，滲透率800*10-3 um2，結(jié)合測井圖分析該井54層發(fā)育好，具有剩余油挖潛潛力。7-27-174井于2010年7月實施檢拔繞補孔下割縫管措施開，開井初期日液33.2噸，日油6.5噸，含水80.9%，目前日液250.5噸，日油6.2噸，含水97.5%，累增油2#8198;250噸。

3.3實施細(xì)分注水，減緩層間矛盾

先導(dǎo)區(qū)轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后，多層注入井共實施細(xì)分注水5口，以改善注入剖面，提高水驅(qū)效率，減緩層間矛盾。同時針對測試遇阻、底球漏、封隔器失效等導(dǎo)致的分層測試不合格井，及時實施換管柱作業(yè)，提高分層測試合格率，確?！白⒆闼?、注有

效水”。

3.4綜合水井治理，提高注水效率

轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后，加強對水井的治理力度，堅持從地面、井筒、地下三位一體進行治理，確?！熬?xì)注水、有效注水”。

強化地面管理，提高注水系統(tǒng)效率。受注水水質(zhì)、地面管線老化等因素影響，地面管線、注水支干線腐蝕嚴(yán)重導(dǎo)致泵壓低，地面管線穿孔頻繁，導(dǎo)致水井注水不穩(wěn)、地層出砂欠注，嚴(yán)重制約了上產(chǎn)工作，因此在注水井的治理過程中，首先加強地面管線的治理力度，降低管損，提高注水時率。強化井筒管理 確保注水井工況良好。針對駐水井存在的井筒結(jié)垢、地層出砂、測試遇阻等問題，根據(jù)井組動態(tài)變化，分別采取換管柱、洗井、通井洗井等措施，改善井筒狀況，提高注水效率。強化地下治理，改善油層狀況。加大對出砂井的防砂治理，避免因停井導(dǎo)致地層出砂造成的吸水變差、躺井等問題，延長水井免修期。

3.5實施油水井調(diào)堵，改善注采剖面

受層內(nèi)隔層及滲透性不均衡的影響，隨著時間的推移，注采強度的加大，層內(nèi)非均質(zhì)性不斷加強，造成層內(nèi)大孔道突出，注入水主要沿大孔道低效采出，油井對剩余油控制程度變差，轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后變現(xiàn)的更為明顯。由于各小層之間厚度及滲透性的差異，造成層間矛盾突出，個別層驅(qū)油效率低，如井區(qū)內(nèi)23-2346、26-3366兩口井所測吸水剖面顯示，吸水較好的層主要集中在厚度大、滲透率高的層，而厚度小滲透率低的層吸水較差。根據(jù)井區(qū)生產(chǎn)現(xiàn)狀，制定了以注水井調(diào)剖，對應(yīng)高含水油井堵水的措施，改善注入產(chǎn)出剖面，確保整體堵調(diào)效果，以此挖掘?qū)娱g及層內(nèi)的潛力。

3.6調(diào)整產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，保持注采平衡

加大油井大泵、解堵等提液力度，同時在強化水井治理的基礎(chǔ)上，確保有效注水，擴大波及體積，提高波及效率，保持合理的注采比。對高壓井區(qū)和供液好的井區(qū)等主要采取提液措施，同時降低地層壓力水平，主要以下大泵和調(diào)參提液為主。對主力層油井深部堵塞造成低液量生產(chǎn)井，主要以解堵為主。同時，結(jié)合井區(qū)動態(tài)變化規(guī)律，根據(jù)提液或控水的不同需要，精細(xì)注采調(diào)配工作，確保注采平衡。轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后實施防砂解堵12井次，低效檢泵3井次，實施4大泵井次，調(diào)參15井次。如40N1155井2010年11月實施檢換繞高充后日液由41.4噸上升至96.5噸，日油由1噸上升至3.7噸，動液面由812米上升至518米。先導(dǎo)區(qū)日液由2009年12月1#8198;858噸/天上升至2#8198;032噸/天，動液面由797米上升至681米，取得了較好的開發(fā)效果。

4結(jié)論及認(rèn)識

通過以上分析研究，七區(qū)西54-61二元復(fù)合先導(dǎo)驅(qū)轉(zhuǎn)水驅(qū)后取得了較好的穩(wěn)產(chǎn)效果，延緩了產(chǎn)量遞減速度。并獲得了以下幾點認(rèn)識。

1）通過完善注采井網(wǎng)，可擴大水驅(qū)波及體積，提高儲量動用程度。全方位挖潛層間、層內(nèi)剩余油潛力。

2）加強水井綜合治理，提高注水效率，提高水驅(qū)效率，同時加大水井細(xì)分力度，以改善注入剖面，減緩層間矛盾。

3）通過實施油水井調(diào)堵措施，改善注入產(chǎn)出剖面，以此挖掘?qū)娱g層內(nèi)剩余油潛力。

4）調(diào)整產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，保持注采平衡。

參考文獻

[1]竇之林等.孤東油田儲層研究與開發(fā)[M].石油工業(yè)出版社，1998.

[2]金毓蓀等.采油地質(zhì)工程(第二版)[M].石油工業(yè)出版社，2003.

作者簡介

白需正（1983-），男，河南南陽人，主要從事油藏開發(fā)研究工作。