低滲油田周期采油技術(shù)研究

李仲寅，王 朋，陳繼光，劉永川

（中國石油長慶油田分公司第四采油廠，寧夏銀川 750006）

隨著注水開發(fā)時間延長，低滲透油田開發(fā)面臨諸多問題，一是大路溝地區(qū)長6 油藏滲透率低，驅(qū)替壓力系統(tǒng)建立難度大，主力油藏平均空氣滲透率0.85 mD，平均啟動壓力梯度0.008 3 MPa/m，建立驅(qū)替系統(tǒng)難度大，造成注水見效困難，見效周期延長，見效程度低；二是大路溝地區(qū)長4+5、長6 油藏注水有效率低，受高角度裂縫、人工裂縫以及注水開發(fā)形成的微裂縫影響，長6、長4+5 油藏注入水沿裂縫推進(jìn)到采出端，水淹嚴(yán)重，形成無效注水，降低了水洗效率。

針對低滲透油田開發(fā)矛盾，近年來，在考慮低滲透油藏地質(zhì)特征的基礎(chǔ)上，綜合考慮啟動壓力梯度、天然裂縫、儲層非均質(zhì)性等影響因素，通過開展低滲透油藏周期采油試驗(yàn)，拓寬了油田開發(fā)工作思路和方法，對油藏改善驅(qū)替系統(tǒng)、提高注水效率，對促進(jìn)油田可持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)具有非常重要的理論和現(xiàn)實(shí)意義，進(jìn)一步指導(dǎo)油田科學(xué)合理開發(fā)[1]。

1 油藏開發(fā)形勢

大路溝地區(qū)長6 油藏為三角洲沉積特低滲透巖性控制油藏，采用520 m×140 m 菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)規(guī)模建產(chǎn)，生產(chǎn)層位主要為長6、長4+52層，油藏埋深1 785 m，油層厚度11.7 m，滲透率1.45 mD，孔隙度11.7%，含油面積10.42 km2，地質(zhì)儲量803.98×104t，標(biāo)定采收率20.3%。該油藏隨著注水的不斷開發(fā)，含水逐步上升，現(xiàn)油井開井170 口，單井日產(chǎn)油1.1 t，綜合含水71.7%，地質(zhì)儲量采油速度0.84%，地質(zhì)儲量采出程度5.52%。目前油藏面臨主要矛盾：一是儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，吸水不均，注水單向突進(jìn)，導(dǎo)致長6 層水淹井逐年增多；二是低產(chǎn)低效井多，平面采液矛盾突出，受制于產(chǎn)建區(qū)注水不見效等原因，現(xiàn)有低產(chǎn)低效井44 口，占開井?dāng)?shù)25.9%。

2 周期采油原理

2.1 改善儲層滲流能力，提升低產(chǎn)井開發(fā)效果，建立驅(qū)替系統(tǒng)

周期采油改善平面非均質(zhì)油層水驅(qū)油效果的機(jī)理是壓力場周期性變化激活“死油區(qū)”。通過周期性開、關(guān)井，附加壓力差對非均質(zhì)油層產(chǎn)生壓力擾動，克服賈敏效應(yīng)，提高儲層滲流速度，并激活“死油區(qū)”，驅(qū)替剩余油，提高采收率。

由于周期性的一采一停，附加壓力差的存在對地層產(chǎn)生一定的壓力波擾動，使得死油區(qū)的形狀，位置和大小發(fā)生一定的變化。剩余油帶隨采油井周期性的開關(guān)而縮小，使剩余油被逐步驅(qū)出，擴(kuò)大了波及系數(shù)，提高了原油采收率。油井周期采油是注水井周期注水的拓展，將水井的不穩(wěn)定注水?dāng)U大到了油井的不穩(wěn)定采油。部分油井，由于平面水驅(qū)不均、驅(qū)替系統(tǒng)未建立等原因，常規(guī)治理手段難以改善油井開發(fā)效果，針對此類油井開展周期采油，一方面液流方向的周期性改變擴(kuò)大了波及體積，有利于加強(qiáng)平面剩余油的驅(qū)替，另一方面減少了注入水的低效無效循環(huán)，實(shí)現(xiàn)提質(zhì)增效目的。

2.2 減少低效生產(chǎn)時間，降低低產(chǎn)井能耗

針對低液量井泵效低、能耗高的問題，通過周期采油不斷優(yōu)化工作制度，在不影響產(chǎn)量的前提下，減少開井時間，減少低效生產(chǎn)時間，降本不降產(chǎn)。

3 周期采油試驗(yàn)選井原則

根據(jù)周期采油機(jī)理，靜態(tài)、動態(tài)特征相結(jié)合，重點(diǎn)考慮“注采連通性、儲層非均質(zhì)性、剩余油、單井生產(chǎn)動態(tài)、地層能量”五個條件，在選擇周期采油井時分別考慮動、靜態(tài)兩方面，確保實(shí)施效果。

靜態(tài)條件：生產(chǎn)層位以滲透率較低的長6 層為主，井網(wǎng)完善，連通性較好，儲層滲透率級差大，非均質(zhì)性強(qiáng)，剩余油豐富。

動態(tài)條件：平面上生產(chǎn)狀況差異大，平面采液矛盾突出，本井投產(chǎn)后液量持續(xù)下降，無注水見效特征，目前壓力保持水平低、產(chǎn)液量低、含水低，周圍采油井產(chǎn)液量、含水相對較高。

4 周期采油發(fā)展歷程

2009年以來，逐步選擇低產(chǎn)低效油井實(shí)施高頻間開試驗(yàn)，通過減少生產(chǎn)時間，降低油井生產(chǎn)成本，逐步探索和積累了周期采油試驗(yàn)前期經(jīng)驗(yàn)；2018 年以后，以改善滲流狀況，促進(jìn)驅(qū)替系統(tǒng)建立為目的，開展停開井周期以天數(shù)為主的周期采油試驗(yàn)，通過延長停開井周期，探索出多樣化的周期制度，目前周期采油制度共分為3 類，分別為短時間開、短周期間開和周期間開。

5 周期采油試驗(yàn)效果

5.1 短時間開試驗(yàn)效果

由于低產(chǎn)低效井逐年增多，影響油田開發(fā)效益，為實(shí)現(xiàn)降本增效目的，為探索和研究更有效的管理模式，自2009 年開展油井間開試驗(yàn)，運(yùn)用示功圖面積法和動液面恢復(fù)法，總結(jié)示功圖變化規(guī)律和動液面恢復(fù)規(guī)律，再依據(jù)油井生產(chǎn)液量、泵效以及開采層位，制定合理的間開制度。考慮現(xiàn)場管理和實(shí)施情況，制定低滲透油藏間開制度為開井6 h、8 h、12 h、16 h、20 h。

短時間開共實(shí)施672 口，間開后平均生產(chǎn)時間減少41.2%，階段遞減由8.5%下降到3.7%，泵效由23.3%上升到38.6%，平均單井日節(jié)電26 kW·h。

通過計算油井的相對生產(chǎn)頻率，并對比相對生產(chǎn)頻率與產(chǎn)量保持率、單井節(jié)點(diǎn)量的關(guān)系，發(fā)現(xiàn)相對生產(chǎn)頻率控制在1～2，可保證油井不損失產(chǎn)能（油井產(chǎn)能保持率≥100.8%）且最大限度節(jié)省耗電量（單井日節(jié)電24 kW·h 以上），說明相對生產(chǎn)頻率合理區(qū)間是確定油井短時間開制度一項(xiàng)重要的指標(biāo)。

注：相對生產(chǎn)頻率=開井時間/停井時間

5.2 周期間開試驗(yàn)效果

5.2.1 周期制度確定 以提高產(chǎn)能保持率為前提，從“合理關(guān)井周期、合理開井周期”兩個方面入手，優(yōu)化單井實(shí)施參數(shù)，改善實(shí)施效果。

5.2.1.1 制定合理停井周期

方法一：測壓曲線法。根據(jù)測壓井測壓原始數(shù)據(jù)，計算壓力值與時間的最大斜率，其對應(yīng)時間點(diǎn)為測壓曲線拐點(diǎn)，同時也是最佳停井周期。

式中：K-斜率；P-地層壓力，MPa；t-測試時間，h。

優(yōu)點(diǎn)：可利用現(xiàn)有測壓數(shù)據(jù)計算停井周期，不增加額外工作量；缺點(diǎn)：覆蓋面窄，僅可計算本井，鄰井只能參考。

方法二：動液面監(jiān)測法。周期采油井開展停井期間動液面連續(xù)監(jiān)測工作，不間斷錄取停井期間的動液面資料（每日錄取1 次、至少連續(xù)錄取10 d），計算動液面與天數(shù)的最大斜率，其對應(yīng)時間點(diǎn)為液面恢復(fù)曲線拐點(diǎn)，同時也是最佳停井周期。

式中：K-斜率；M-動液面，m；t-測試時間，h。

優(yōu)點(diǎn)：該方法使用所有周期采油井；缺點(diǎn)：需要連續(xù)測試動液面，增加員工勞動強(qiáng)度。

5.2.1.2 制定合理開井周期

方法一：功圖監(jiān)測法。依據(jù)開井后功圖變化情況，具體開井時間以“失效”為界線，通過監(jiān)控功圖有效沖程判斷是否失效，制定合理開井周期。

優(yōu)點(diǎn)：根據(jù)功圖連續(xù)變化判斷油井出液狀況，制定油井開井制度，此方法制定制度較為準(zhǔn)確；缺點(diǎn)：適應(yīng)范圍狹窄，僅限于功圖變化明顯油井。

方法二：動液面恢復(fù)測試法。周期采油井開井后同樣開展動液面連續(xù)監(jiān)測工作，以實(shí)施前動液面為基點(diǎn)，定期對比油井動液面變化情況，若動液面恢復(fù)至實(shí)施前水平判定為失效。同時，總結(jié)動液面恢復(fù)規(guī)律，指導(dǎo)下步選井以液面恢復(fù)型為主，液面平穩(wěn)型需繼續(xù)延長停井周期，異常型提示井筒狀況。

優(yōu)點(diǎn)：該方法使用所有周期采油井；缺點(diǎn)：需要連續(xù)測試動液面，增加員工勞動強(qiáng)度。

5.2.2 周期采油試驗(yàn)實(shí)施效果

5.2.2.1 先導(dǎo)試驗(yàn) 2018 年在長6 油藏開展先導(dǎo)試驗(yàn)7 口，停井周期為110 d（長周期制度），開井初期井均日產(chǎn)液由1.4 m3上升到3.3 m3，日產(chǎn)油由0.4 t 上升到0.9 t，含水穩(wěn)定。停井期合計損失油量376 t，累計增油785 t，產(chǎn)量恢復(fù)率達(dá)到208.8%。

5.2.2.2 推廣試驗(yàn) 2019 年推廣試驗(yàn)72 口，停井周期為5～10 d（短周期制度），產(chǎn)量恢復(fù)率達(dá)到121.7%。

5.2.2.3 規(guī)模實(shí)施 2019 年在長6 油藏優(yōu)選40 口井規(guī)模實(shí)施周期采油，周期制度為70～120 d（長周期制度），實(shí)施后單井日產(chǎn)油由0.25 t 上升到0.58 t。

6 結(jié)論與認(rèn)識

（1）周期采油可有效改善平面采液矛盾，建立有效驅(qū)替系統(tǒng)，縮短見效周期，提高單井產(chǎn)量，但高液量油井周期采油可能會損失一定的原油產(chǎn)量，因此制定合理的周期制度至關(guān)重要，一方面要將影響產(chǎn)量降到最低，產(chǎn)能保持率≥100%，盡可能實(shí)現(xiàn)硬增油，另一方面又能改善水驅(qū)開發(fā)效果，盡可能多動用剩余油，是提高采收率一個較好的辦法。

（2）周期采油可在不損失產(chǎn)量的前提下，減少無效低效采油時率，實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗目的，提升油田精細(xì)管理水平。

（3）短時間開、短周期、長周期三種制度在長6 油藏均能取得較好的效果，長6 油藏為特低-超低滲油藏，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，水驅(qū)不均，實(shí)施周期采油后能有效改善滲流狀況，說明周期采油對于儲層非均質(zhì)性強(qiáng)的長6 油藏適應(yīng)性較好。

（4）通過總結(jié)出不同制度下不同油藏的周期采油實(shí)施效果，確定選井要素及條件，以長期不見效、低液低含水為主的油井較為適合實(shí)施周期采油，可進(jìn)一步改善水驅(qū)狀況，促進(jìn)油井見效。