(张有英) 深化结构调整,提高水驱开发效益研究.doc

第三采油厂2004年科技论文发布会 专业：油藏工程专业深化结构调整，提高水驱开发效益研究张有英 李苹 姜红 赵丽红（大庆油田第三采油厂第一油矿地质工艺队）摘要 针对萨北开发区特高含水开发后期所面临的液油比上升幅度大、剩余可采储量采油速度高且层系间差异大、结构调整潜力逐步减小等状况，在注水结构调整上开展了层系内和层内的精细调整、周期注水、注采系统调整和薄、差油层细分注水方式。在产液结构调整上，实施分类治理方法，开展了特高含水条件下控水挖潜的创新实践、措施挖潜与作业调整相结合、应用新技术的同时优化措施结构和机采井参数，使水驱开发效果明显改善，为同类油田进入特高含水期开发提供了值得借鉴的方法。主题词 周期注水、注采系统调整、分类治理、新技术1、特高含水期水驱开发特点1.1液油比上升幅度大导致开采效益明显下降，必须在结构调整上下工夫萨北开发区已进入特高含水开采阶段，预计综合含水将由1995年的88.53%上升到2005年的94.57%，液油比由6.83提高到11.97，相当与采出1t油的生产费用提高了75.2%。为减缓水驱区块开发效益明显下降的趋势，必须进行全方位、多层次的结构优化调整。在宏观上，本着经济最好、含水最低和可持续发展的原则，对注水、产液、储采三大结构及压力系统进行优化调整；在微观上，本着单井效果最好、费用最低的原则，对每一项油、水井措施进行优化设计方案、优选工艺技术、优化配套措施。保证增加可采储量、控制含水上升速度、控制产量递减速度、控制套管损坏速度以及合理恢复压力5项目标同时实现。1.2结构调整潜力逐步减小，必须发展结构调整方法和技术1995年各套层系间油井含水差异为613个百分点，到2004年含水差异缩小到17个百分点，靠层系间含水差异进行控水调整的潜力逐步缩小。同时，注水结构调整的潜力也明显减少，好油层的注水压力和强度进一步降低，驱油效果变差。差油层的注水强度进一步提高，会加快含水上升速度。两类油层注水量的进一步转移，不利于开发效果的改善。因此，要实现结构优化调整目标，必须改变和发展结构调整方法和技术。1.3剩余可采储量采油速度高且层系间差异大，必须合理调整各类井的采油速度“八五”期末，水驱剩余可采储量采油速度高达8.16%，层系间因含水的差异和控水的需要，剩余可采储量采油速度、储采比和采油速度不合理的问题日渐突出。由于采油速度高，不仅造成产量递减率大，而且机采井负担过重，断杆、断管现象频繁，给生产组织和管理带来一系列的困难。2、综合采用多种措施完善注水结构调整，努力提高水驱开发效益“八五”期间的注水结构调整遵循高含水层位控注控液、低含水层位加强注水的宏观调整原则，努力缩小区块间、层系间、井间的含水、压力差异，达到了“稳油控水”的目的；“九五”期间驱替方式发生了重大改变，由单一水驱转变为水聚两驱并存，水驱的调整继续贯彻结构调整原则，加强了改善聚驱整体开发效果，努力提高油田最终采收率。与上述两个阶段的调整工作相比，特高含水期优化注水结构具有三个显著特点，调整原则必须实现“三个转变”：一是由区块间、层系间的宏观调控转变为以精细地质研究为基础、以多学科油藏研究为指导的层系内和层内的精细调整；二是调整对象的选择由努力提高薄差层和表外层的动用程度转变到薄差层挖潜与含水高但潜力也大的厚油层的挖潜并重，以剩余油分析为基础，以新工艺、新技术发展为依托，进一步提高厚油层的采收率；三是由以分层注水方案调整和增产增注措施改造为主，转变为与大修、补孔、调剖封堵大孔道、注采系统调整、不稳定注水等调整手段相结合，实现调整方式多元化。2.1由区块间、层系间的宏观调控转变为层系内和层内的精细调整2004年共调整注水井253口，调整层段509个，实注下降2978m3/d，使周围369口无措施油井，平均单井日增油0.35t，含水下降0.37个百分点，取得了较好的效果。一是根据不同区块的含水、压力差异实施层系内和层内的精细调整。全区共对高压高含水井层控制注水101个层段减少注水1445m3/d，低压低含水井层加强注水36个层段增加注水454m3/d。二是增加细分调整力度。全区细分重组35口井，单井层段数由3.23增加到3.66个。与之有效连通的周围62口无措施油井，单井日增油0.28t，含水下降0.22个百分点，流压上升0.31MPa。与此同时，为配合基础井网调整采油速度，对17个停注层段合理恢复注水，日注水量增加223m3。可见，在井间结构调整余地已明显减小的情况下，通过细分注水挖掘薄、差层的潜力，进行层间调整成为促进向纵深发展的一项重要工作。三是采用多种措施改造薄差油层及狠抓分层注水质量，实现注水状况的进一步好转。非均质砂岩油田最终采收率的高低，很重要一部分取决于薄差油层在开发全过程的吸水能力，高含水后期，严重的层间干扰，又加剧了这种矛盾。一方面采取大修、压裂、酸化、补孔、调剖封堵大孔道相结合的方法增加注水量，另一方面很抓注入水质及提高分注率工作，通过采取更换含油污水处理站滤料过滤罐、清洗注水站大罐、冲洗地面注水干线、大修改造含油污水处理站和注水站等措施，使井网注入水质有明显提高。并对新转注的21口一次加密注水井注够水圈后立即分层试配，克服了新井转注前产量、压力大幅度下降的局面。四是在投注更新的同时，合理匹配新老井注水井的注入水量。共对69口水井126个层段进行结构调整，减少注水2532m3/d。2.2推广应用了周期注水技术，努力提高油层的动用程度周期注水是利用油层的层内和层间非均质性，通过不同渗透部位压力场的激动促使含油饱和度场的重新分布，达到扩大注入波及体积，提高油层动用程度的目的。萨北开发区于1992年开始在油水过渡带开展了周期注水先导性试验，均取得了比较好的效果，采收率提高了1.26，获纯经济效益3144.90104元。为了进一步扩大周期注水规模，2002年开始在北二区纯油区开展了周期注水试验。北二区东西块由于地质条件不同，剩余油分布也不同。北二东萨主力油层发育非均质性强，剩余油分布于厚油层顶部，北二西葡高台子油层非均质性相对较弱，剩余油分布面积较大，连片性较好。根据各区块开采特点，确定以以萨II、萨III两个油层组作为目的层的交替停注方式，2004年4月在22个井组实施，取得了较好的开发效果：（1）根据数值模拟跟踪预测，水驱最终采收率提高0.78个百分点。（2）注入水波及体积扩大，储量动用状况有所改善。（3）产液量递减得到有效控制，综合含水稳定略降。节约注水6.95104m3，周围19口无措施油井与实施周期注水前相比，平均单井日增油0.47t，含水下降0.12个百分点。（4）通过实施周期注水使压力场重新分布，井间压力差异缩小，地层压力保持平稳，未出现套损井。（5）取得了较好的经济效益。2.3增加注水井点，完善注采关系北三区东部一、二次加密调整层系共需转注53口井（一次26口，二次27口），注水井转采油井1口，新钻注水井21口。注采系统调整后该区注水量日增配注6165m3，实注5867m3。2.3.1在井网部署上进行优选。为改善一、二次加密调整层系各类油层动用状况，提高水驱开发效果，针对其暴露出的主要问题，在精细地质研究的基础上，根据剩余油的分布规律，以完善小层和单砂体注采关系为重点，兼顾考虑与三次加密相结合,按照注采系统调整原则，综合考虑进行注采系统调整方案的设计及优选。根据各套方案优缺点对比结果，并结合数值模拟研究，一、二次层系分别从5套方案中优选出一套，主要采用以转注边井形成横行列注水方式为主，结合局部地区转注高含水角井的调整思路。即在反九点法面积井网的基础上，转注间注间采排边井形成250m（250-300）m横向行列注水井网。2.3.2转注前采取了综合优化措施。一是每口井转注前先进行补孔、封堵措施，进一步完善转注井区单砂体注采关系。二是试注前进行泡沫洗井或酸洗，减少地层污染，提高注水质量和吸水能力。2.3.3抓住受效有利时机，对油水井进行综合调整，扩大调整效果。注采系统调整后，根据周围油井情况，及时对油水井采取了增产措施，共实施油水井工作量118口：为进一步控制无效水循环（特别是层内无效循环）、实现有效注入，扩大注水波及体积，减缓水驱产量递减和含水上升速度，我们一方面加大厚油层层内及层间细分注水的力度，进行方案调整60口，另一方面对水井采取增注措施以及加大大修侧斜力度，改善差油层渗流条件，完善注采关系，酸化7口，补孔1口，大修11口，侧斜4口。为重点完善一、二次加密调整层系的注采系统，兼顾考虑完善三次加密调整层系注采系统，油井大修6口，目前开井3口。提高注采对应率，控制无效注水，油井补孔15口；以控水为中心，挖掘剩余油为主攻方向，减少厚油层层内无效循环，油井堵水6口；提高油层导流能力，改善差油层动用程度，压裂8口。 2.3.4取得了较好的开发效果。调整后周围有91口无措施油井从12月底开始见效，与调前（2003.4月）相比初期日增液73t，日增油8t，含水下降0.03个百分点，目前见效较好，日增液357t，日增油84t，含水下降个1.06百分点，从一定程度上改善了供液能力，提高了油井产液量。2.3.5地层压力有待进一步调整。注采系统调整后地层压力以恢复到原始地层压力附近为合理状态，但恢复不宜过快，调整后压力回升幅度以每年0.150.25MPa为宜，目前该区测压28口井，地层压力为10.55MPa，与2003年下半年相比上升了0.34MPa，压力恢复较快，但压力分布不均，高低压异常情况较多，总压差小于-0.5MPa的仍有15口井，大于0.5MPa的有10口井，压力系统有待进一步调整。 北三东注采系统压力分级表小于-1.0MPa-1.0-0.5MPa-0.50.5MPa0.51.0MPa大于1.0MPa井数（口）总压差（MPa）井数（口）总压差（MPa）井数（口）总压差（MPa）井数（口）总压差（MPa）井数（口）总压差（MPa）11-1.934-0.6930.0930.7771.933、发展完善产液结构优化调整技术3.1实施分类治理方法，开展了特高含水条件下控水挖潜的创新实践针对北二东西块试验区采出程度已达38.08%，剩余可采储量少，措施程度高，措施井递减大的现状，结合取芯井资料和精细地质研究成果，对试验区的剩余油分布特征进行了研究，并对具备进一步细分挖潜的潜力、实施水驱调剖潜力、实施表面活性复合剂及微生物潜力进行分析。通过加大并优化常规措施工作量的同时，依靠新技术推广应用，加强油水井科学管理，扩大生物表面活性剂、注水井深浅调剖来挖掘潜力补产，达到含水上升值、自然递减较区块低，同时增加可采储量、控制采油速度的目的。 3.1.1控水挖潜治理对策。对试验区内的单井通过含水上升速度及自然递减进行分类评价，将试验区划分为控递减、控含水、两控、正常等四个单元。控递减单元：该区二次加密井为反九点面积井网，主要开采的是低渗透层和表外储层，油层动用差，具有进一步挖掘的潜力。针对特高含水期剩余油分布高度零散的现状，以水井层间调整为主，加大细分重组力度及层间的增注改造，改善吸水剖面，控制全区递减速度。控含水单元：该区治理是从结构调整转移到寻找和治理“大孔道”上来，控制注入水无效低效循环，以调剖或调驱的形式为主，结合周期注水控制含水上升速度，又以堵水、堵压、关井、为辅助手段，改善开发效果油层动用状况，解决层系内和层内矛盾。以调剖或堵压结合为主，应用周期注水技术，改善开发效果。两控单元：该区采取优化水井调整方案应用周期注水技术，结合砂体动用状况，完善单砂体注采对应率，进行注采系统调整，改善薄差层的动用厚度，同时在油井上也可进行相应的挖潜工作。正常单元：该区总压差-0.2MPa，处于较低水平，进一步优化水井调整方案，改善薄差层的动用厚度，保持全区自然递减及含水上升速度。3.1.2优化油水井措施，试验区初步见效。油井除补孔、大修、堵水、压裂常规措施类型外还有高关、表面活性复合剂和微生物吞吐三项非常规措施类型；水井除方案调整、周期注水、增注常规措施类型外还有水井调剖非常规措施类型。依据动态变化特征，通过排查初步确定出具有“大孔道”特征的注水井14口，其9个主要吸水层的有效厚度只占全井的10.4，但吸水量占全井的26.7，这部分井层将作为下步调剖堵水的重点对象。3.2实施措施挖潜与作业调整相结合，在控制含水的同时提高作业质量和效益在油井堵水方面，为保证施工质量，优选堵水专业队，指定专人监督关键工序；为提高效益，在作业前都进行措施潜力分析，努力将措施挖潜与作业调整有机地结合起来。2003-2004年共实施油井堵水53口，初期单井日增油1.5t，含水下降1.7个百分点。利用检泵和检电泵之机堵水5口井，节约生产费用150104 元。另外，为有效控制含水上升速度，加大了高含水关井力度。共实施38口，日产水减少3921m3，使水驱含水下降0.29个百分点。3.3应用新技术的同时优化措施结构和机采井参数，合理调整各层系产液结构3.3.1优化措施结构与新技术的应用。油田进行结构调整最终结果体现在产液与含水的结构变化上。在油田注水质量得到较好改善的基础上，产液与含水结构的调整要靠各项增油措施去体现。在措施挖潜上应用了四项新技术：一是为了改善薄差油层动用状况，实施表面活性剂解堵试验6口井，主要优选了密井网、二次加密井和三次加密井各2口，措施后试验井单井日增油1t，含水下降4.2个百分点；二是为了控制含水上升速度、减少低效无效循环，进一步挖潜老区剩余油潜力，开展了北三东区块2个井组（北2-1-182、2-1-侧斜086）的深度调剖试验，措施后周围9口无措施油井，单井日增油1.1t，含水下降0.8个百分点；三是采用自生热压裂技术，该方式是在压裂液中加入化学药剂,它能自动提高温度,从而降低原油粘度,促使原油流动到井底。共实施2口井，单井日增油14.5t，含水下降16个百分点；四是针对目前对特高含水层判断不够准确的情况，也为了有效地节约堵水施工的作业费用，今年开始推广采用我厂自行研制的多方案重复可调堵水工艺技术。实施后单井取得了日增油0.5t，含水下降1.5个百分点的好效果。措施结构优化主要体现在：压裂措施选井选层更加注重与大