周期注采技术的研究与应用

万雪峰（大庆油田有限责任公司第三采油厂）

随着油田开发的深入，油水井数增加，能耗点增多，产液量、注水量增大是导致油田能耗增长的直接原因。在特高含水期开采阶段，随着含水上升，高含水井比例增加，低效无效循环问题更加严重。如何控制综合含水上升速度、提高注水效率，从源头上控制能耗，是降低油田生产能耗亟待解决的问题。2006年提出了周期注采相结合的思路，从注采两端控制低效无效循环，以有效控制综合含水，提高注水效率，从源头上控制能耗。

1 背景及可行性分析

大庆油田萨北开发区日产油量小于1t，综合含水大于95%的井数占全区井数的20.5%，而这些井的平均单井操作成本为正常井的18.1倍，低效无效循环严重。而目前萨北开发区处于特高含水期，在长期的开发过程中，注入水沿高渗透条带突进，处于河道及主体带边部的采出井受效较差，受工艺和经济效益的限制，堵水、调剖等常规措施的效果逐年变差；低效井的多层高含水加上个别区块、层系油水井数比高，另外，经过多年注水调整，注水井细分注水层段的小层数最少仅为2.6个，因此通过常规的水驱注水细分调整、油水井措施挖潜以及结构调整来降低能耗很难见到明显效果，见表1。

表1 2011年采油三厂油井效益评价结果

2004年宏观调控期间，北二东“两控”试验区对14口高含水、高产液采油井进行了关井，周围11口注水井进行了跟踪调整。周围油井见效增加的产量，弥补了高关井减少的产油量，而且14口高含水井开井后含水下降0.6个百分点，日增油5t。分析认为，高含水井关、开井及周围注水井的合理调整，达到了加强平面剩余油驱替的效果。

鉴于以上问题，提出了周期注采技术，也就是在注入端通过周期性地改变注入量，形成不稳定的压力场，促进毛管吸渗作用的发挥，使高低渗透部位之间产生油水交渗效应，加强低渗透部位剩余油动用；在采出端通过油井周期性地采出，以更加有效地改变液流方向，扩大平面波及体积；两者相结合，一方面强化了相应水动力学作用，针对剩余油富集井区及层位对应挖潜，控水增油；另一方面达到少注水、少产水的目的，减少浪费，降低能耗，提高开发效益[1]。

综上所述，通过周期注采技术改善目前水驱开发效果是可行的。

2 现场应用

2.1 试验区概况

经过论证，2007年在北三东开辟了17注、22采、其中10口中心井的周期注采试验区。试验区选择投产于1982年8月的注采系统调整后的1次加密井区，开采面积3.54km2，开采目的层为葡二和高台子油层，地质储量734.83×104t，采用线性注水井网，注采井距为250m。

2.2 参数优化及方案优选

利用数值模拟和动态预测相结合的方式，从80种方案中优选出采收率最大的方案：即油水井分段井间异步交叉方式、注采半周期50d、恢复注水比例1.2倍的方案，见图1、图2。

图1 含油饱和度分布图

图2 周期注采方案优化曲线

在划分层段时，由于采油井需下入可调式堵水管柱生产，主要以打压调整作业简单，易于实现，同时两个层段产能尽可能接近，使不同层段生产时机采参数不会变化太大。因此，油井开采分为葡二和高台子两段交替开采，周围注水井对应层段交替停注，即水井在线性注水井排每间隔一口井停层段一，层段二注水，同排相邻注水井则停层段二，层段一注水。邻排相对应注水井与之相同，相邻采油井对应的层段一生产，层段二停采；油井同排相邻采油井与之相反；下半周期则相反。形成五点法面积注水井网，见图3。

图3 北三东周期注采示意图

2.3 周期注采工艺技术

在工艺上，针对周期注水井组测试工作量过大的问题，研究开发免投捞井下自动可调配水器，完善重复可调堵水技术，满足了周期注采对采油工艺的需求。

分层间注技术。研究电动配水技术见图4，采用双信号控制，在接收地面的压力编码信号后可执行相应的开关动作，也可以通过内置的时钟模块控制，当一个周期结束后自动执行相应的开关动作，现场应用5口井，实现了间注井两个层的自动开关。

图4 可投捞式电动间注器

多方案重复可调堵水间采工艺。为满足间歇采油井不同层周期采油的需要，完善了多方案重复可调堵水间采工艺。可通过地面打压方式实现多层段开关方案的转换。

2.4 试验效果分析

2.4.1 试验取得的效果

1）节约了注水量，减缓了产量递减。累计节约注水168.3×104m3，减缓递减增油0.60×104t，取得较好效果。

2）试验区产水量减少，控制了含水上升。与试验前相比，累计少产水40.48×104m3，使全区年均含水下降0.03个百分点。

3）动用状况得到改善。一方面采出液矿化度化验表明周期注采有效的扩大注入水的波及体积。另一方面，从同位素资料对比看出，油层的吸水厚度增加，薄差油层动用状况得到改善。

2.4.2 经济效益评价

1）产出效益。累计节约注水168.3×104m3，按每立方米水4.08元计算，节约686.66万元；少产水40.48×104m3，按产水成本9.08元/m3计算，节约367.56万元；增油0.60×104t，按当年吨油价格2929元，吨油成本413.69元，收入1509.19万元；产出效益2563.41万元。

2）投入费用。可调式堵水管柱9口井，共投入50.66万元；周期注水管柱5口井，共投入21万元；水井同位素22口，共投入21.32万元；水井测试386口，共投入272.16万元；油井环空28口，共投入51.8万元；累计投入416.94万元。

扣除投入费用，纯经济效益2146.47万元，投入产出比为1∶6.15。

3 结论和认识

1）开展周期注采技术研究和推广应用，减少低效无效循环，能够提高注水效率，降低产水量，减少注入和污水处理成本，实现节能降耗的目的。

2）开展周期注采技术研究和推广应用，可以有效控制含水上升，减缓产量递减。在节能降耗的同时，提高油田整体开发效果。

[1]万新德.特高含水期层状砂岩油田周期注采的实践与认识[J].中外能源,2006,11(5)：42-44.