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1 附件三 周期注水技术在水驱开发中应用的深入研究 摘 要 目前 常规周期注水技术日益成熟 1 2 本文通过常规周期注水技术在杏北油田 6 7 区东部主力油层的应 用 深入分析 评价了周期注水对开发效果的影响 并在常规技术的基础上 结合动态变化 利用地下压力场的改变 配套进行了系列调整工作 深化了周期注水技术 实现了周期注水技术对提高采收率的再认识 杏北地区水驱开发已进入特高含水期 控水挖潜 已成为水驱开发的首要任务 油田进入高含水期开 采后 在稳定注水条件下 注入水很难扩大波及体积 注入水的利用率越来越低 而且伴随油田采出水量逐 渐增加 措施效果逐年变差 开发工作量逐渐加大 因此 要控制油田含水上升速度首先减缓老井递减尤为 重要 2002 年下半年 围绕 控水挖潜 为中心 在杏北油田 6 7 区东部基础井网大面积开展了主力油层不稳 定注水调整工作 努力控制 减少无效 低效注水 挖掘剩余油潜力 减缓含水上升速度 显著改善了油田 开发效果 1 开采简况 1 1 地质概况 该区位于杏北油田东南部 涉及较为完善的杏四 六行列 杏六 七面积区两个开发区块 主力油层为 三角洲分流平原沉积产物 共发育 8 个小层 平均钻遇砂岩厚度 14 67m 有效厚度 6 62m 葡1 1 葡 1 2 葡2 1 1单元处于三角洲内前缘相水下分流平原 河型以顺直型分流河道为主 河道砂钻遇率 28 5 39 8 葡2 1 2 葡 2 2 葡 3 2 葡 3 3 1 葡 3 3 2属于三角洲分流平原相河流砂岩沉积 由于水动力条件增强 河 道砂钻遇率上升到 46 0 77 3 表 1 表 1 主力油层各类砂体钻遇情况表 河道砂 废弃河道砂 分流间薄层砂 沉积单元 砂岩 m 钻遇率 砂岩 m 钻遇率 砂岩 m 钻遇率 表外储层钻遇 率 沉积 环境 葡1 1 2 22 29 8 0 99 31 0 2 5 葡1 2 2 92 39 8 2 23 1 00 1 02 34 8 9 8 葡2 112 89 28 5 2 27 10 8 0 62 28 1 12 0 三角洲内 前缘相 葡2 124 24 46 0 3 70 13 8 0 93 13 8 1 2 葡2 24 33 71 0 2 94 23 8 1 23 10 5 2 5 葡3 25 25 77 3 2 98 1 00 2 10 2 5 1 1 葡3 314 54 49 6 2 65 2 5 1 21 29 6 2 5 葡3 325 03 60 0 3 54 10 0 1 23 14 6 三角洲分 流 平原相 其中 葡2 2 葡 3 3沉积单元河道砂体较为发育 呈明显的条带状分布 河间砂与尖灭区呈零星分布 层间矛盾小 因此 将这两个小层定为开展周期注水的主要对象 1 2 开采简况 该区基础井网于 1968 年投入开发 目前油井开井 132 口 日产液 13051t 日产油 1015t 综合含水 92 22 平均沉没度 232m 注水井开井 71 口 日注水 9706m3 月注采比 0 690 从基础井网历年开采状况看 表 2 一方面 经过近几年的综合治理 含水上升速度 产量递减明显减缓 说明基础井网的产液结构得到了合理 调整 开发效果有所好转 另一方面 油水井数比增加 注水量下降 注采比下降 说明由于受套损影响 2 注水调整空间逐渐减少 表 2 基础井网历年开采情况表 开井井数 年 均 年 度 油井 水井 油水井 数比 日 注 日产 液 日产油 年注 采比 年含水 上升值 老井递 减率 采液 强度 采油 强 度 地层 压力 2000 133 70 1 90 13544 15572 1460 0 845 1 69 12 6 6 13 0 57 9 76 2001 137 73 1 83 11867 15585 1444 0 753 0 08 10 2 5 43 0 50 9 55 2002 141 79 1 78 12942 15806 1259 0 776 0 96 9 9 5 68 0 48 9 34 2003 144 73 1 97 11389 15171 1154 0 733 0 89 8 9 5 49 0 44 9 48 2002 年下半年 在该区基础井网开展了主力油层周期注水工作 采取整体异步周期注水方式 即葡I22 葡I33两油层交替周期注水 1 半周期定为 6 个月 表 3 目前已历时两个周期 取得了较好的开发效果 共 实施主力油层周期注水井 17 口 周围受效油井 26 口 第一周期产量稳中有升 综合含水下降 0 4 个百分点 第二周期产量稳定 综合含水稳降 0 2 个百分点 表 4 在产量递减和含水上升速度得到控制的同时 实现 了两个周期累计少注水 32 5 104m3 累计多产油 2 68 104t 少产水 20 55 104m3的较好效果 图 1 表 3 主力层周期注水效果表 葡I22葡I33 周期 时间 井数 全井日 注 层段 水量 层段 水量 注水强 度 少注水 104m3 周期注水前 2002 08 17 3277 13 685 14 676 8 66 2002 09 17 10 3231 10 504 8 54 5 4 第一周期 2003 03 17 2757 15 643 2 135 7 32 10 5 2003 10 17 3035 2 190 15 871 8 02 6 8 第二周期 2004 05 17 2830 15 594 2 109 7 69 9 8 表 4 基础井网周期注水后受效油井情况统计 生产情况 阶段 注水 层段 井数 液 油 含水 H 产液强 度 少产水 104m3 多产油 104t 周期前 26 4424 303 93 2 360 7 645 0 0 葡I33 26 4410 335 92 4 267 7 741 0 50 0 51 第一 周期 葡I2226 4252 302 92 9 244 7 335 4 05 0 43 葡I33 26 4069 311 92 4 238 7 031 7 62 0 97 第二 周期 葡I2226 4043 300 92 6 229 7 012 7 21 0 77 2 不断调整 深化技术 努力挖掘剩余油 通过第一周期的效果分析 结合井区开采变化及矛盾 在第二周期里 做了相应的调整工作 努力使周 期注水工作由宏观向微观 由定性到定量 从整体到细节 进一步提高其效果 2 1 按照油井主产层的差异 分类优化调整周期时间 在第一周期里 方案设计主力油层的半周期为 6 7 个月之间 整体效果较好 但是 对于开采不同砂体 的油井调整效果差异较大 例如 杏 6 3 33 井区实施周期注水井 4 口 葡I22和葡I33层单井平均有效厚度 3 9m 和 7 0m 受效油井 7 口 主产层葡I33层是大面积分布分流河道砂体 图 3 次要产层葡I22由于受废弃河道 遮挡 连通状况稍差于葡I33层 第一周期由于葡I33 葡I22注水周期开采效果差异较大 为此 第二周期我 们认真分析开采状况 把葡I33层段注水时间延长到 8 个月 缩短次要产层葡I 22注水时间为 5 个月 图 2 方案实施后 葡I33注水周期初期日增油 6t 含水下降 0 4 个百分点 葡I22注水周期日产油稳定在 66t 含水 稳定在 93 6 有效控制了葡I22注水周期产量递减和含水上升速度 图 1 主力层周期注水开采曲线 3 图 3 杏 6 3 33 井区葡I33层平面图表 5 杏 6 3 33 井区周期注水效果 周期注水 受效油井 阶段 日注 水量 层段 周期 月 层数 水量 井数 液 油 含水 H 周期前 810 5 101 7 1016 59 94 3 214 872 葡I33 6 4 187 7 1124 73 93 5 236 第一 周期 789 葡I227 4 217 7 1076 64 94 0 195 852 葡I33 8 4 238 7 1097 70 93 6 261 第二 周期 760 葡I225 4 218 7 1026 66 93 6 226 4 为此 结合精细地质研究成果与第一周期开采效果 将葡I33层 葡I22层按照砂体分布状况确定主产层 5 周期 表 6 主力层周期注水周期表 生产情况 注水井与连通油井处于大面积分布的河道砂体 而且不受废弃河道遮挡的油层定为主产层 周期注水井 与连通油井受废弃河道遮挡 或分别处于河道砂 河间砂不同砂体的油层定为次要产层 适当延长主产层的 注水周期 控制在 7 8 个月 缩短主产层的停注周期 控制在 4 5 个月 达到最佳开发效果 提高采收率 表 6 对应注水井半周期时间 油井主产层 井数 液 油 H 主产层产液比例 井数 葡I22葡I33 含水 葡I221 196 17 91 3 530 36 0 1 7 8 4 5 葡I3311 1680 123 92 7 332 42 1 7 4 5 7 8 葡I22I33和葡14 2221 172 92 3 229 65 8 9 5 6 5 6 2 2 防止注采失衡 适当调整周期注水层段水量 对葡I33层段停注周期里开发效果较差油井进行分析 发现 3 从平面上改变液流方向 重新分布压力场 提高油田采收率 水淹程度高 垂直于古河道方向 分 流线 如 杏 7 3 44 井区 油井 3 口 水井 1 口 其中葡I 33层发育在同一河道砂体上 杏 7 4 37 井位于主 流线 2003 年 10 月份进入第二周期以来 结合动态变化 部分零散分布的井区由于油水井数比偏高 注采比偏低 导致主产层停注的半周期里产量下降较多 为此 加强了 5 口注水井葡I33层段周期注水量 日注水增加 150m3 周围 9 口井受效 日产油上升 4t 综合 含水下降 0 3 个百分点 效果较好 2 在水驱开发过程中 沿古河道沉积方向 主流线 水驱推进速度快 水驱推进速度慢 水淹程度低 图 4 2 这样 在周期注水过程中 沿古河道沉积方向的油层高低 渗透层之间产生交替的压力波动大 相应的液体交渗流动能力高 水驱油效果好 反之 垂直于古河道方向 的油层 即使纵向非均质性差异大 但是由于分流线上的流体前进速度较慢 压力低 高低渗透层之间产生 交替的压力波动小 相应的液体交渗能力低 这样即使处于同一河道砂体 油井受效程度也不近相同 例 上 杏 7 2 34 井和杏 7 4 35 井位于分流线上 从该井区两个周期的 表 7 杏 7 3 44 井区周期注水效果 6 周期注水层段 分流线油井 主流线油井 时 间 全井 日注 层段 水量 井数液 油 H 井数液 油 H 周期注水前 1 105 6 93 8 102 2 303 4 254 139 33 26 91 130 1099 葡I3332 1 2 8 1 9 105 2 286 24 1 6244 第一周期 120 葡2I228 1 95 8 91 8 86 2 285 24 91 6 291 145 葡I3345 1 99 10 89 5 95 2 270 21 92 2 218 第二周期 136 葡I2235 1 98 9 90 9 93 2 262 20 92 3 225 开采数据 表 7 可以看出 在第一周期里 位于主流线上的油井杏 7 4 37 井开采效果远好于分流线上油井 开采效果 即使在第二周期里 加强了杏 7 3 44 井周期注水量 日注水增加 20m3 但分流线上油井见效不 3 结论 明显 为此 可以采取主流线油井与周期注水井配套实施周期采油 即周期注水井停注 主流线油井开井 周期注水井注水 主流线油井关井 从平面上改变液流方向 重新分布压力场 图 5 图 6 使分流线上高 低渗透层之间产生交替的压力波动加大 相应液体交渗能力提高 充分开采分流线上剩余油 从而提高开发 效果 图 5 杏 7 3 44 井区模拟压力场与流场分布图 分流线 原河道砂状态下 主流线 改变液流方向重新 分布压力场 理想状态下 图 6 理论压力场与流场分布图 7 周期注水技术的深入应用可以进一步改善提高动用程度 该区主力油层吸水层数 吸水 砂岩厚度 吸水有效厚度与周期注水前相比 分别提高了 6 8 5 2 个百分点 不同井区平面开采矛盾 不同砂体开采状况 只有确定合理注水周期和周期注水量 才能保证充 分挖 在 时间域 上将高 低 渗透层分层开采 创造一个相对均衡的驱替前缘 使主力油层相对差的油层开发效果得到改善 根据测试能 力 例 2 针对断层附近 注采不完善的区块 在时间上开展注水井间注 参 考 文 献 1 康红庆 杏树岗油田北部开发区提高采收率矿场试验 M 北京 石油工业出版社 2001 37 52 2 宋万超 高含水期油田开发技术和方法 M 北京 地 221 232 水驱效果 12 5 在第二周期里 通过周期注水技术的深入应用 提高了剩余油开采效果 与第一周期相比多产油 0 8 104t 周期注水技术已在水驱开发后期油田广泛应用 必须在保证合理注采平衡的前提下 针对周期注水 阶段变化 掘剩余油 控制