提高注采调整开发效果方法研究

黑龙江 刘宏莉

提高注采调整开发效果方法研究

黑龙江 刘宏莉

北三西水驱已进入特高含水后期开采，面临着储采失衡、液油比上升幅度大的严峻形势，同时地层压力偏低，一次加密调整层系、萨尔图油层二次加密调整层系油水井数比偏高，注水量进一步提高余地小，水驱控制程度及油层多向连通比例低。2008年开始进行注采系统调整，提高注采系统调整开发效果，控制含水上升，延缓产量递减，增加可采储量成为现阶段工作的重点。

1 基本概况

北三区西部自1964年萨、葡主力油层投入开发以来，先后经历了三次大的调整，目前共有7套层系。考虑以反九点面积井网开采的一次加密调整层系和萨尔图油层二次加密调整层系油水井数比高、注采矛盾大，不适应特高含水期开采的要求，2008年进行注采系统调整，其中一次加密调整层系转注角井形成五点法面积井网，新钻井38口（其中采油井30口，注水井8口），转注油井29口，调整后油水井数比为1.47，水驱控制程度提高7.8%。萨尔图二次加密调整层系转注间注间采排的边井形成横向线性注水方式，转注采油井24口，调整后油水井数比为1.31，水驱控制程度提高4.6%。

2010年10月全区共有油水井637口，其中注水井248口，开井226口，日注水16287m3，采油井389口，开井350口，核实日产液9906t，核实日产油747t，实际日产油747t，综合含水92.46%，年注水521.18×104m3，年核实液309.73×104t，年核实油23.74×104t，年实际产油23.98×104t，年均含水92.33%，年注采比1.55。

注采调整新投注水井8口、实施转注51口，平均单井射开砂岩厚度19.28m，有效厚度8.37m，地层系数1.822μm2·m。平均破裂压力13.58MPa，平均注水层段为2.59个，配注强度6.02m3/d·m，与老井配注强度比为0.6。目前开井57口，平均注入压力10.5MPa，日配注47m3，日实注42m3。新投油井30口，平均单井射开砂岩厚度16.99m，有效厚度7.76m，地层系数2.27μm2·m。投产初期平均单井日产液36.4t，日产油5.3t，综合含水85.54%，流压5.89MPa；目前开井24口，日产液37t，日产油4.7t，综合含水87.38%，流压5.62MPa。

2 注采系统调整后为提高开发效果所做的工作及效果

2.1 精细注水调整，合理优化注采参数

2.1.1 结合油层发育特点，做好水井措施改造

注采系统调整后针对油层发育差及污染等引起注水井吸水能力下降的问题，加大措施改造力度，共实施注水井增注措施54井次，措施后注水压力下降1.0MPa，平均单井日增注31m3。其中NCF酸化33口井60个层段，措施后注入压力下降0.6MPa，平均单井日增注26m3，压裂21口井44个层段，措施后注入压力下降1.4MPa，平均单井日增注39m3。周围120口采油井受效，日产液42.8t，日产油3.9t，综合含水90.94%，日产油增加0.6t，含水下降0.79个百分点。

2.1.2 结合层间动用差异，加大细分调整力度

以多学科油藏研究成果为依据，加大水驱精细开发调整是水驱增储挖潜的关键。细分调整50口注水井，层段数由3.66个增加到4.90个，渗透率级差由7.01下降到5.63，层段砂岩厚度由7.78m降到5.79m，有效厚度由3.09m降到2.68m，渗透率非均质系数由0.5下降到0.45。同时保证三次测调，提高注水效果，周围连通88口采油井，日产液由42.3t上升到46.2t，日产油由3.3t上升到3.7t，综合含水由92.3%下降升到92.0t。

2.1.3 结合注采收效情况，抓好油井提液措施

注采系统调整后单砂体连通关系逐步完善，多向连通比例、水驱控制程度提高，合理进行油井提液是提高开发效果的一个重要手段。主要从三个方面着手：

一是加大措施力度，改造薄差油层。共实施各类措施43口，措施后平均单井日产液54.4t，日产油5.0t，综合含水90.86%，日增液30.6t，日增油3.7t，综合含水下降3.92个百分点，累计增油1.64×104t。

二是加大长关井治理力度，完善局部注采关系。共治理长关井24口（压裂5口，补孔6口，堵水3口，大修4口，检泵6口），目前日产液1160t，日产油94t，综合含水91.9%，累计恢复油2.2×104t。

三是加大调参力度，及时放大生产压差。共上调参75口，调后平均单井日增液5.9t，日增油0.4t，综合含水上升0.12个百分点。

2.2 合理协调新老井关系，提高注采开发效果

注采系统调整后，新老注水关系的合理协调是提高开发效果的关键。理论上注采系统调整初期新老注水井的配注强度比应在0.85左右，根据油层发育条件及连通情况单井有所差异。为提高注采系统调整效果共对18口井实施匹配新老井注水关系的调整，对8口老井下调配注，对10口新投（转）水井上提配注，平均单井日配注由124m3下调到113m3，日实注由120m3下降到108m3。为认清注采系统调整后配注强度比的合理范围，对128口注采受效油井的动态变化及周围新老注水井配注强度比进行分析对比，发现新老井配注强度比在0.6～1.1时油井受效效果较好。

从地层发育条件看，油井发育基本相当，新投（转）注水井发育相差较大。当新投（转）注水井发育较好，与老注水井相差不大时（有效厚度比在0.6～0.8时），建议在注采系统调整初期将新老井新老井配注强度比保持在0.6～0.8之间；当新投（转）注水井发育一般，与老注水井相差较大时（有效厚度比在0.4～0.6），建议在注采系统调整初期将新老井新老井配注强度比保持在0.8～1.1之间。

3 注采系统调整取得的效果

注采系统调整后，周围128口受效油井目前日产液6110.6t，日产油432.0t，含水92.93%，相比转注前，日增液478.6t，日增油74.0t，含水下降0.71个百分点，目前累积增油2.21×104t。新投油井累积增油4.95×104t，油转水51口井，累积影响产油4.31×104t，随着注采系统的深入受效，将全部弥补油转水影响产量。

开发形势进一步改善。主要表现在：一是两类油层注水强度得到进一步改善。控制层段注水强度由7.91m3/d·m降到7.73m3/d·m，加强层段注水强度由11.73m3/d·m提高到12.25m3/d·m。二是油层吸水动用状况得到改善。砂岩吸水厚度比例由63.9%提高到65.7%，有效厚度比例由77.1%提高到79.9%，砂岩动用厚度比例由70.0%提高到72.2%，有效厚度比例由79.2%提高到81.3%。三是地层压力稳定恢复，低压井比例降低。目前地层压力10.01MPa，总压差-1.28MPa，年压力恢复0.24MPa。总压差小于-1.0MPa的低压井比例由65.7%下降到50.9%。

4 几点认识

4.1 加大油水井增产、增注措施和注水井细分调整是保证注采系统调整区块受效效果的关键。

4.2 高含水开发后期水驱要以“注好水、注够水、精细注水、有效注水”为根本方针，加大细分调整和措施力度。

4.3 注采系统调整初期新老注水井的配注强度比应根据地层发育条件保持在0.6～1.1之间。

（作者单位：大庆油田有限责任公司第三采油厂）

（编辑 李艳华）