油藏工程特高含水阶段节能方法探讨与实践

蒋越 蒋福江（.成都理工大学；.大庆油田有限责任公司第一采油厂）

大庆油田是非均质多油层砂岩油田，进入特高含水阶段仍存在多套层系开发相互干扰，面临层间矛盾、层内矛盾、平面矛盾，如何控制油田开发中含水上升速度，控制中高渗透层注水、产液强度，平面上减少极特高含水井区注水、产液强度，减少低效、无效循环，进而减少地面产出液处理，节省用电消耗和水处理费用，是我们节能降耗工作面临的主要课题。

油藏工程节能降耗工作中起到龙头作用。我们以精细挖潜示范区为引领，水驱利用精细地质研究成果，精细调整提控，在低含水区块、层系选择低含水井组，提高产液量；在高含水区块、层系选择高含水井组，控制产液量。聚驱通过及时进行注采跟踪调整，加强注聚受效区块跟踪，并对不同区块采取个性化停聚方案，实现控水控液。

1 控制低效循环，提高注水质量

1.1 以“7788”细分注水技术标准为手段，大力推广注水井细分工作

采油厂总结创新的“7788”细分注水技术，即分层注水井层段内小层控制在7个以内、渗透率变异系数为0.7、层段长度控制在8m以内，油层动用程度可达到80%。进一步优化井组间、层段间注采结构，控制高含水井层的注水量、产液量，加强低含水井层的挖潜。共实施注水井细分及层段调整258口井。对269个高压、高含水层段控制注水，日配注水减少1097m3，日实注水减少980m3。统计周围441口未措施正常采油井，单井日增油0.4t，综合含水下降0.36个百分点。其中以控水为目的的100口细分井，控制日实注1456m3，已累计少注水26.2×104m3。

1.2 推行“双定双轮换”分层注水新方法，保证注水质量

油田进入特高含水开发阶段后，由于受油层条件等因素的限制，导致部分层段在常规注水状态下仍然无法得到持续有效的动用。为此，提出了“双定双换”分层注水方法，通过“实测定性、按需定压、轮换层段、轮换井点”的方式来实现“注好水、注到水、注够水”的目的。“双定”主要是重点结合注水井分层测试现场实际，通过测相同条件下的分层指示曲线，掌握各层段启动压力，判别各层段吸水能力差异，找出实际高渗透层，依据现场结果，确定层段性质和注水强度。

对比分析95口井其中43个层段得到限制，配注减少850m3，对比注水压力上升0.59MPa，周围29口未措施采油井日产液减少2.03t，日产油增加0.2t，含水下降0.12%。

1.3 水驱实施注水井浅调剖，治理低效注采循环

浅调剖主要针对层段内吸水差异较大，无法细分单卡的高渗透层进行暂时性调堵。可限制高渗透层注水，增加低渗透层的吸水能力，达到各层均衡注水，改善吸水剖面，进一步提高采收率的目的。完成浅调剖279口井，日实注水降低2581m3，目前已累计少注水29.7×104m3。目的层吸水层数比例由77.8%下降到53.8%，相对吸水量由39.7%下降到16.4%。周围未措施井368口井，平均单井日产液由69t上升到71t，日产油由4.7t上升到5.3t，综合含水由93.2%下降到92.6%，沉没度由264m下降到248m。

1.4 重配与细分相结合，提高注水工作效率

重新修订了注水井重配管理制度，在注水井重配作业的同时与作业、细分、层段调整相结合。一是规范注水井重配流程，将原重配分三类，重配细分、重配层段调整、重配作业，节约成本、提高工作效率。实施重配细分井82口，按重配单井费用3.6万元计算，节约费用295.2万元，有效地实现节约生产成本。

1.5 聚驱深度调剖，控制低效无效循环，扩大聚合物波及体积，提高驱油效率

针对注聚后期纵向非均质性强，对井组存在聚合物突进的井组实施体膨颗粒深度调剖，控制低效无效循环，改善油层动用状况。既调整了层间矛盾，又调整了层内矛盾。调剖目的层吸水厚度下降14.7%，吸水量占全井注水量比例下降16.2%。薄差层的动用程度得到提高。实施调剖20个井组，比其调剖前少注44000m3溶液，连通采油井的月含水回升速度与调剖前比较减缓0.06个百分点。

1.6 聚驱含水回升后期的区块分站、分井组、分层段优化停聚

早期注聚的南一区东部主力油层、北一二排西二类、断东东块二类和断东西块二类目前均处于含水回升后期，部分井各项经济指标已达到注聚极限，聚合物干粉利用率降低，为此在综合考虑各项指标的基础上对其进行优化停聚，其中对20口纵向油层发育差异大的油井，剩余油可通过注聚实施停层不停井的注聚方式进一步挖潜，有效控制低效循环，年累计节约干粉116.6t，节约配置清水2.3×104m3，见表1。

表1 注聚后期区块优化停层停聚节能统计

1.7 聚驱实施个性化周期注入

北一区断东东块、西块均处于注聚后期，为控制低效循环，进一步改善开发效果，分别对54口井实施周期注入，年累计节约干粉225t，节约配置用清水4.2×104m3，见表2。

1.8 聚驱空白水驱和后续区块单卡突进层，控制含水上升

中区西部二类油层投产后，部分层段突进，低效无效循环严重，为控制含水上升，改善薄差层动用状况，对52口井突进层实施了单卡，年累计控注2.7×104m3，控液控注2.64×104m3见表2。

表2 注聚后期区块周期注入节能统计

2 优化产液结构调整，控制高含水井层产液量

在依托油田成熟技术的基础上，创新水、聚两驱综合调整技术，合理调整水、聚两驱注水、产液结构，形成了科学控制注水量、产液量技术对策。

2.1 优化机采井参数及控水控液

水驱通过动态跟踪分析含水、沉没度等值图变化情况，在高含水、高产液区块选择控液井组，实施下调参数。同时，相应注水井进行匹配调整。已实施了901口井，年降液3.81×104t。

2.2 个性化堵水方案，控制高含水井层产液量

主要是对水驱采油井含水大于97%、日产液量大于80t、沉没度大于500m、井况良好的高含水井层，有针对性地进行堵水，封堵高渗透、高产水层或下调参数，从而控制高含水井层的注水和产液。实施堵水48口井，年降液量11.17×104t。堵水井区注水井相应下调水量34口，年少注水16.32×104m3。

2.3 聚驱应用长胶筒封堵，控制后续水驱期主力油层低效循环

推进长胶筒封堵配套技术，综合挖潜注聚后期主力油层区块剩余油，进一步改善区块开发效果。通过细分堵水，封堵厚层高水淹部位，挖掘层内剩余油潜力，后续区块20口井实施长胶筒封堵，年累计控液37.74×104m3。

3 结束语

油藏工程管理节能方面主要是针对高压、高含水井组控制注水量、采取短周期采油（间抽）、恒油控液调参、优化停聚、周期注聚等措施，以控液为核心，控制采油井无效采出；以综合调整为基础，减少注水井无效注入。同时结合技术改造节能，主要是以细分为主、注水井深浅调剖、高含水井堵水、转注等实现油田开发的节能降耗。