周期注采技術(shù)的研究與應(yīng)用

萬雪峰（大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠）

隨著油田開發(fā)的深入，油水井?dāng)?shù)增加，能耗點增多，產(chǎn)液量、注水量增大是導(dǎo)致油田能耗增長的直接原因。在特高含水期開采階段，隨著含水上升，高含水井比例增加，低效無效循環(huán)問題更加嚴(yán)重。如何控制綜合含水上升速度、提高注水效率，從源頭上控制能耗，是降低油田生產(chǎn)能耗亟待解決的問題。2006年提出了周期注采相結(jié)合的思路，從注采兩端控制低效無效循環(huán)，以有效控制綜合含水，提高注水效率，從源頭上控制能耗。

1 背景及可行性分析

大慶油田薩北開發(fā)區(qū)日產(chǎn)油量小于1t，綜合含水大于95%的井?dāng)?shù)占全區(qū)井?dāng)?shù)的20.5%，而這些井的平均單井操作成本為正常井的18.1倍，低效無效循環(huán)嚴(yán)重。而目前薩北開發(fā)區(qū)處于特高含水期，在長期的開發(fā)過程中，注入水沿高滲透條帶突進，處于河道及主體帶邊部的采出井受效較差，受工藝和經(jīng)濟效益的限制，堵水、調(diào)剖等常規(guī)措施的效果逐年變差；低效井的多層高含水加上個別區(qū)塊、層系油水井?dāng)?shù)比高，另外，經(jīng)過多年注水調(diào)整，注水井細(xì)分注水層段的小層數(shù)最少僅為2.6個，因此通過常規(guī)的水驅(qū)注水細(xì)分調(diào)整、油水井措施挖潛以及結(jié)構(gòu)調(diào)整來降低能耗很難見到明顯效果，見表1。

表1 2011年采油三廠油井效益評價結(jié)果

2004年宏觀調(diào)控期間，北二東“兩控”試驗區(qū)對14口高含水、高產(chǎn)液采油井進行了關(guān)井，周圍11口注水井進行了跟蹤調(diào)整。周圍油井見效增加的產(chǎn)量，彌補了高關(guān)井減少的產(chǎn)油量，而且14口高含水井開井后含水下降0.6個百分點，日增油5t。分析認(rèn)為，高含水井關(guān)、開井及周圍注水井的合理調(diào)整，達到了加強平面剩余油驅(qū)替的效果。

鑒于以上問題，提出了周期注采技術(shù)，也就是在注入端通過周期性地改變注入量，形成不穩(wěn)定的壓力場，促進毛管吸滲作用的發(fā)揮，使高低滲透部位之間產(chǎn)生油水交滲效應(yīng)，加強低滲透部位剩余油動用；在采出端通過油井周期性地采出，以更加有效地改變液流方向，擴大平面波及體積；兩者相結(jié)合，一方面強化了相應(yīng)水動力學(xué)作用，針對剩余油富集井區(qū)及層位對應(yīng)挖潛，控水增油；另一方面達到少注水、少產(chǎn)水的目的，減少浪費，降低能耗，提高開發(fā)效益[1]。

綜上所述，通過周期注采技術(shù)改善目前水驅(qū)開發(fā)效果是可行的。

2 現(xiàn)場應(yīng)用

2.1 試驗區(qū)概況

經(jīng)過論證，2007年在北三東開辟了17注、22采、其中10口中心井的周期注采試驗區(qū)。試驗區(qū)選擇投產(chǎn)于1982年8月的注采系統(tǒng)調(diào)整后的1次加密井區(qū)，開采面積3.54km2，開采目的層為葡二和高臺子油層，地質(zhì)儲量734.83×104t，采用線性注水井網(wǎng)，注采井距為250m。

2.2 參數(shù)優(yōu)化及方案優(yōu)選

利用數(shù)值模擬和動態(tài)預(yù)測相結(jié)合的方式，從80種方案中優(yōu)選出采收率最大的方案：即油水井分段井間異步交叉方式、注采半周期50d、恢復(fù)注水比例1.2倍的方案，見圖1、圖2。

圖1 含油飽和度分布圖

圖2 周期注采方案優(yōu)化曲線

在劃分層段時，由于采油井需下入可調(diào)式堵水管柱生產(chǎn)，主要以打壓調(diào)整作業(yè)簡單，易于實現(xiàn)，同時兩個層段產(chǎn)能盡可能接近，使不同層段生產(chǎn)時機采參數(shù)不會變化太大。因此，油井開采分為葡二和高臺子兩段交替開采，周圍注水井對應(yīng)層段交替停注，即水井在線性注水井排每間隔一口井停層段一，層段二注水，同排相鄰注水井則停層段二，層段一注水。鄰排相對應(yīng)注水井與之相同，相鄰采油井對應(yīng)的層段一生產(chǎn)，層段二停采；油井同排相鄰采油井與之相反；下半周期則相反。形成五點法面積注水井網(wǎng)，見圖3。

圖3 北三東周期注采示意圖

2.3 周期注采工藝技術(shù)

在工藝上，針對周期注水井組測試工作量過大的問題，研究開發(fā)免投撈井下自動可調(diào)配水器，完善重復(fù)可調(diào)堵水技術(shù)，滿足了周期注采對采油工藝的需求。

分層間注技術(shù)。研究電動配水技術(shù)見圖4，采用雙信號控制，在接收地面的壓力編碼信號后可執(zhí)行相應(yīng)的開關(guān)動作，也可以通過內(nèi)置的時鐘模塊控制，當(dāng)一個周期結(jié)束后自動執(zhí)行相應(yīng)的開關(guān)動作，現(xiàn)場應(yīng)用5口井，實現(xiàn)了間注井兩個層的自動開關(guān)。

圖4 可投撈式電動間注器

多方案重復(fù)可調(diào)堵水間采工藝。為滿足間歇采油井不同層周期采油的需要，完善了多方案重復(fù)可調(diào)堵水間采工藝。可通過地面打壓方式實現(xiàn)多層段開關(guān)方案的轉(zhuǎn)換。

2.4 試驗效果分析

2.4.1 試驗取得的效果

1）節(jié)約了注水量，減緩了產(chǎn)量遞減。累計節(jié)約注水168.3×104m3，減緩遞減增油0.60×104t，取得較好效果。

2）試驗區(qū)產(chǎn)水量減少，控制了含水上升。與試驗前相比，累計少產(chǎn)水40.48×104m3，使全區(qū)年均含水下降0.03個百分點。

3）動用狀況得到改善。一方面采出液礦化度化驗表明周期注采有效的擴大注入水的波及體積。另一方面，從同位素資料對比看出，油層的吸水厚度增加，薄差油層動用狀況得到改善。

2.4.2 經(jīng)濟效益評價

1）產(chǎn)出效益。累計節(jié)約注水168.3×104m3，按每立方米水4.08元計算，節(jié)約686.66萬元；少產(chǎn)水40.48×104m3，按產(chǎn)水成本9.08元/m3計算，節(jié)約367.56萬元；增油0.60×104t，按當(dāng)年噸油價格2929元，噸油成本413.69元，收入1509.19萬元；產(chǎn)出效益2563.41萬元。

2）投入費用?？烧{(diào)式堵水管柱9口井，共投入50.66萬元；周期注水管柱5口井，共投入21萬元；水井同位素22口，共投入21.32萬元；水井測試386口，共投入272.16萬元；油井環(huán)空28口，共投入51.8萬元；累計投入416.94萬元。

扣除投入費用，純經(jīng)濟效益2146.47萬元，投入產(chǎn)出比為1∶6.15。

3 結(jié)論和認(rèn)識

1）開展周期注采技術(shù)研究和推廣應(yīng)用，減少低效無效循環(huán)，能夠提高注水效率，降低產(chǎn)水量，減少注入和污水處理成本，實現(xiàn)節(jié)能降耗的目的。

2）開展周期注采技術(shù)研究和推廣應(yīng)用，可以有效控制含水上升，減緩產(chǎn)量遞減。在節(jié)能降耗的同時，提高油田整體開發(fā)效果。

[1]萬新德.特高含水期層狀砂巖油田周期注采的實踐與認(rèn)識[J].中外能源,2006,11(5)：42-44.