高含水期精細(xì)注水技術(shù)研究

白海軍 高陽

摘要：世界上各個(gè)國(guó)家的老油田經(jīng)過了十幾年到幾十年的注水開發(fā)，總體上看大都已進(jìn)入高含水、高采出程度階段。我國(guó)老油田綜合含水高達(dá)80%以上。對(duì)于高含水期老油田來說，將有約70%以上的剩余油將在含水80%以上的情況下采出來，油田后期開采的難度越來越大。如此可觀的剩余油是我國(guó)老油田增儲(chǔ)上產(chǎn)的豐厚基礎(chǔ)和提高采收率的重要依據(jù)。但是，如何尋找這些剩余油并將其經(jīng)濟(jì)地開采出來，就成為了我國(guó)高含水油田在新的開發(fā)階段面臨的一個(gè)十分重要而又亟待解決的問題。本文通過查詢大量資料，分析了高含水期精細(xì)注水存在的主要問題，并提出了精細(xì)注水主要做法，對(duì)高含水期精細(xì)注水操作有重要意義。

關(guān)鍵詞：高含水期;精細(xì)注水;主要問題

1 ?高含水期精細(xì)注水主要技術(shù)及問題

1.1高含水期精細(xì)注水主要技術(shù)介紹

1.1.1 ?同井注采工藝技術(shù)

高含水老油田開發(fā)后期，采出液量急劇升高，地面水處理矛盾更加突出，能耗大幅上升，設(shè)備投入和運(yùn)行費(fèi)用不斷增加。井下油水分離是解決這些問題的有效途徑。通過井下油水分離，將油井舉升系統(tǒng)進(jìn)行改進(jìn)并與油水分離工藝相結(jié)合，對(duì)產(chǎn)出液進(jìn)行井下油水分離。分離出的水直接回注到注入層，分離出的富油流則被舉升至地面，實(shí)現(xiàn)在同一生產(chǎn)井筒內(nèi)注水與采油工藝同步進(jìn)行^[4]。

1.1.2井下實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)與控制的油藏工藝一體化技術(shù)

通過在重點(diǎn)區(qū)塊、重點(diǎn)井布置多層段注水井實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)與控制工具，實(shí)時(shí)獲取注水井的分層溫度、嘴后壓力和分層流量等數(shù)據(jù)，與對(duì)應(yīng)的油井監(jiān)測(cè)技術(shù)配套使用，進(jìn)一步了解油藏動(dòng)態(tài)變化過程，并在此基礎(chǔ)上實(shí)現(xiàn)油藏工程一體化。同時(shí)，在地面配套無線數(shù)據(jù)傳輸，在中央處理室可以實(shí)現(xiàn)對(duì)各注水井隨時(shí)監(jiān)測(cè)和調(diào)配^[5]。

未來20年，分層注水工藝技術(shù)、分層采油工藝技術(shù)、油藏工程及地面信息處理等技術(shù)將緊密結(jié)合，油田數(shù)字化水平將得到極大提高。

1.1.3無線傳輸井筒控制技術(shù)

目前，注水井測(cè)調(diào)主要通過電纜實(shí)現(xiàn)，一種是通過測(cè)調(diào)車下入井下儀器實(shí)現(xiàn)測(cè)調(diào)，一種是通過隨管柱下入預(yù)置電纜實(shí)現(xiàn)井下與地面通信。

下一步，井下分層注水技術(shù)將向自充電、井下信號(hào)無線傳輸方向發(fā)展。通過自充電保證井下能量，通過壓力波、聲波、電子標(biāo)簽等無線通信方式，實(shí)現(xiàn)井下信號(hào)的雙向無線傳輸。在這種情況下，無需電纜就可以快速實(shí)現(xiàn)井下信息監(jiān)測(cè)和配注量自動(dòng)測(cè)調(diào)，大幅度提高測(cè)調(diào)效率和準(zhǔn)確度。

1.2高含水期精細(xì)注水存在主要問題

1.1.1 合采合注井多，層間矛盾突出

區(qū)內(nèi)層間非均質(zhì)較為嚴(yán)重。砂層厚度級(jí)差74.3，變異系數(shù)為0.812，突進(jìn)系數(shù)為4.85。平均滲透率變異系數(shù)為0.935，突進(jìn)系數(shù)為5.47，級(jí)差為134.6。由于層間矛盾突出，易導(dǎo)致注入水優(yōu)先沿厚度大、滲透性好的主力層突進(jìn)，主力層水淹嚴(yán)重，油井含水主要受主力油層控制，而低滲層不能有效動(dòng)用。注水井測(cè)試的142個(gè)小層中，有38個(gè)小層不吸水，占總層數(shù)的26.8%。

1.1.2 平面矛盾嚴(yán)重，平面注采不均衡

從平面分布來看，區(qū)內(nèi)主力小層砂體連片分布，連續(xù)性較好，非主力砂體多呈土豆?fàn)罘植?。砂體滲透率、孔隙度分布受沉積微相控制，在平面上的變化，主要是由巖性、物性變化引起。在平行于主河道方向上孔隙度、滲透率變化幅度較小，在垂直于河道方向上變化較大。

從見水井的水線方向來看，主流線方向見水相對(duì)較嚴(yán)重，其見水厚度占到了總見水厚度的33.5%，非主流線、邊水及其它情況的見水厚度分別占到了總見水厚度的22.8%、20.6%和23.1%^[8]。從沉積特征來看，主河道方向見水相對(duì)較嚴(yán)重，其見水厚度占到了總見水厚度的77.7%，河道邊緣和廢棄河道的見水厚度分別占到了總見水厚度的14.8%和7.4%。平面壓降分布不均，局部區(qū)域壓降高達(dá)3.8MPa。

第2章 ?提高精細(xì)注水主要措施

低成本開發(fā)下，針對(duì)油藏開發(fā)中存在的問題，以“提三率”為核心，注重油藏與地質(zhì)、工藝、監(jiān)測(cè)的結(jié)合，實(shí)現(xiàn)從精細(xì)地質(zhì)研究到精細(xì)注采、精細(xì)分注到精細(xì)調(diào)配不脫節(jié)、立體化精細(xì)注水工作流程，注重抓好每個(gè)環(huán)節(jié)中的微細(xì)節(jié)點(diǎn)，努力夯實(shí)穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)，提高開發(fā)效果。

2.1 精細(xì)地質(zhì)研究，提高儲(chǔ)量動(dòng)用率

要想把水注好，地下情況摸得越清越好。重新開展地層劃分與對(duì)比，并在此基礎(chǔ)上完成了主體館陶注水井的精細(xì)配注量復(fù)算工作。同時(shí)根據(jù)新地質(zhì)認(rèn)識(shí)，將注采系統(tǒng)完善到精細(xì)小單砂體，對(duì)只注不采或只采不注等局部井網(wǎng)不完善小砂體進(jìn)行油水井補(bǔ)孔，提高注采對(duì)應(yīng)率。完成油水井補(bǔ)孔4井，補(bǔ)孔11層，增加動(dòng)用儲(chǔ)量75萬噸。

2.2 精細(xì)分層注水，減小層間矛盾

為實(shí)現(xiàn)精細(xì)注水，在精細(xì)地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，對(duì)檢修注水井進(jìn)行了“細(xì)分重組”。在10口檢修水井中有5口井進(jìn)行了層段細(xì)分，增加注水層段18段。作業(yè)后，平均每口注水井注水層段小層數(shù)由2.1下降到1.3，層段滲透率級(jí)差由3.8下降到3.0，注水狀況得到大幅改善，對(duì)應(yīng)的油井含水上升率1.0%，低于區(qū)塊整體含水上升率^[9]。

2.3差異化調(diào)配，均衡地下流場(chǎng)

注采調(diào)配是以優(yōu)化井層注采調(diào)配為核心，通過調(diào)整注入產(chǎn)出參數(shù)改變地下壓力場(chǎng)、飽和度場(chǎng)，達(dá)到協(xié)調(diào)注采關(guān)系、均衡驅(qū)替的目的。對(duì)平面注采不均衡的注采井組，以變流線、降含水為方向，采取加強(qiáng)弱流線、控制強(qiáng)流線等措施;對(duì)層間動(dòng)用差異大的注采井組，以強(qiáng)測(cè)調(diào)、放壓差為方向，采取分層測(cè)調(diào)、油井調(diào)參等措施。通過差異化，個(gè)性化調(diào)整，達(dá)到均衡流場(chǎng)，提高波及系數(shù)。

第3章 ?精細(xì)注水新技術(shù)開發(fā)

3.1非接觸智能分層注水技術(shù)

非接觸智能分層注水技術(shù)，將壓力流量監(jiān)測(cè)、控制調(diào)整系統(tǒng)置于井下智能配注器中，比對(duì)單層流量與配注量，發(fā)送指令實(shí)現(xiàn)井下全自動(dòng)測(cè)調(diào)。其優(yōu)勢(shì)在于：自動(dòng)化——無需人工參與，節(jié)省測(cè)試班組;單層流量超出設(shè)定誤差范圍后，可進(jìn)行自動(dòng)調(diào)整。非接觸式——利用智能測(cè)控儀把井下監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)傳至地面。這項(xiàng)技術(shù)可使注水合格率長(zhǎng)期保持90%以上。

3.2層內(nèi)精細(xì)分層注水

層內(nèi)精細(xì)分層注水是解決油田開發(fā)中平面矛盾、層內(nèi)矛盾和層間矛盾的新型技術(shù)工藝。實(shí)施層內(nèi)精細(xì)分層注水，可以最大限度地發(fā)揮油藏的地質(zhì)潛能，實(shí)現(xiàn)注水效率最大化。層內(nèi)精細(xì)分層注水，是為油層單開“水道”，徹底消除了傳統(tǒng)注水中的“大鍋飯”現(xiàn)象。華慶油田主要開發(fā)層系為三疊系長(zhǎng)63，通過層內(nèi)精細(xì)分層注水，由原來的3個(gè)小層細(xì)分為目前的9個(gè)小層，確保有效注水。

3.3分層注水實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)與控制

油田現(xiàn)有分層注水測(cè)調(diào)工藝能基本滿足生產(chǎn)作業(yè)需要，但不具備實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)和調(diào)配等功能，不能輔助認(rèn)識(shí)油藏。分層注水實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)與控制技術(shù)是將流量監(jiān)測(cè)、壓力監(jiān)測(cè)、溫度監(jiān)測(cè)和流量控制集成一體，形成可實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)和控制的一體化配水器。長(zhǎng)期置于井下，可實(shí)現(xiàn)井下分層參數(shù)的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)和配注量的自動(dòng)測(cè)調(diào)。

3.4水平井與直井聯(lián)合井網(wǎng)重組

常規(guī)直井和水平井控制泄油面積的差異，導(dǎo)致兩種井型滲流規(guī)律不同。常規(guī)井的注采井網(wǎng)組合方式不完全適用于平井注采井網(wǎng)，需要針對(duì)水平井部署區(qū)塊的井網(wǎng)特點(diǎn)，開展水平井與直井聯(lián)合井網(wǎng)重組技術(shù)研究。

參考文獻(xiàn)

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（作者單位：長(zhǎng)慶油田分公司第七采油廠）