长垣外围油田精细注采系统调整技术

吴文祥，　任佳维，　周锡生，　张　栋

(1.东北石油大学 提高采收率教育部重点实验室， 黑龙江 大庆 163318；2.大庆油田有限责任公司勘探开发研究院， 黑龙江 大庆 163712)



长垣外围油田精细注采系统调整技术

吴文祥1，任佳维1，周锡生2，张栋1

(1.东北石油大学 提高采收率教育部重点实验室， 黑龙江 大庆 163318；2.大庆油田有限责任公司勘探开发研究院， 黑龙江 大庆 163712)

针对长垣外围油田地质情况，以升平油田、龙虎泡油田萨高合采井区和朝55区块作为典型研究对象，通过规范注采系统适应性条件与原则，优化合理注水方式。运用三种数学方法求得平均油水井数比，确定合理油水井比界限，并制定合理转注方式，形成了适合于长垣外围油田在中高含水时期的精细注采系统调整技术。矿场实验结果表明，精细注采系统调整技术的实施获得了比较好的改善效果和收益。

油田地质； 长垣外围； 注采系统调整； 适应性； 转注

0　引　言

大庆油田面临越来越大的产量压力，作为大庆油田产量的重要组成部分，长垣外围油田产油量的稳定也日趋严峻。中渗透萨葡油层含水高、剩余油分布，调整挖潜难度进一步增大；特低渗透扶杨油层注水开发有效动用程度低，采油速度低，开发效果越来越差[1-5]。因此，在水驱挖潜上，需要进行更为精细的注采系统调整，才能更为有效挖潜分散的剩余油、提高油层动用程度、扩大注水波及系数、控制含水上升速率、降低产量递减幅度，增加油田或区块石油的可开采储量，提高油藏采收率。

长垣外围油田开展精细注采系统调整主要采取“三化”工作做法：细化转注区地质特征研究、优化转注方案编制、强化实施跟踪效果评价。做到低效利用、局部改善，来降低油水井数比，提高注采井对应率，改进砂体注采关系，提高水驱控制程度[6-9]。首先，规范注采系统适应条件与原则，优化合理注水方式，获得合理油水井比界限，制定合理转注方式；然后，以升平油田、龙虎泡油田萨高合采井区、朝55区块为典型示范区，评价注采系统调整整体效果；最后，对调整区油井进行效果评价分析。

1　注采系统调整适用条件与原则

注采系统调整适用条件大致分为三条：第一，某些区块的油井与水井数量比相对正常值过大，或者某些井区存在注采关系不够合理，致使注水强度与产液量不配伍；第二，即使某些区块实施了加密调整技术，水驱控制程度得到改善，然而多方向的连通比例仍然很小；第三，从寻找高含水后期剩余油分布得知，剩余油分布类型多且形式复杂，其仍然是由于注采系统不够完善导致的，对于间断不连续分布的小范围存在剩余油，实施加密调整并不能获得经济收益。以上三种情况需要利用注采系统调整才能满足油田开发需要。

注采系统总的调整原则，是将改善注采关系作为直接目标，根据制定的注采系统调整方案进行调整，减少油井与水井的数量比、增强井区水驱控制程度、加大多方向水驱比例、改善油层动用状况、增大水驱动用储量：一是注采系统调整既考虑萨尔图油层和葡萄花油层，同时兼顾其他油层，调整后油水井数比和油井产液量，逐步恢复地层压力。二是把改进各小层单砂体注采关系作为主要目标，同时要考虑到层间与平面之间的相互关系与矛盾，尽可能地让单砂体得到充分的利用，以最大限度增大井区的水驱控制程度、增加多方向水驱比例。三是通过实施注采系统调整，改善油层动用状况，减缓油田产量递减，增加水驱动用储量。

2　注采系统调整技术界限

注采系统调整技术界限参数即为合理油井与水井数量比值[10]。油田的合理油井与水井数值比是指在油田注水井与采油井的井底流动压力为某一数值，油井和水井总井数固定的情况下，可以得到最大产液量时的采油井与注水井的井数的比值。对于合理油井与水井数值比的计算，通常采用吸水、产液指数法，吸水、产液指数比及注采压差法，以及动态分析法。

第一种方法，吸水、产液指数法的特点是以注采平衡为核心，探究面积存在差异的注水井网的特点与适应能力。

(1)

式中：R——油水井数比；

Iw——吸水指数，t/(d·MPa)；

JL——采液指数，t/(d·MPa)。

第二种方法吸水、产液指数比及注采压差法，它是在考虑吸水、产液指数法的基础上，再考虑注采比的因素，建立油水比公式：

(2)

式中：pi(fw)——不同含水率的注水压差，MPa；

pl(fw)——采液压差，MPa；

Ii(fw) 、Jl(fw)——不同含水率的吸水、采液指数，m3/(d·MPa)；

fw——含水率，%；

ρo——地面原油密度，g/cm3；

KIPR——注采比；

Bo——地层原油体积系数。

第三种方法是动态分析法。从油田开发的众多理论和矿场试验可知，由于多种因素同时存在影响了地层压力，导致一套注采系统中油井与水井具有不同的地层压力，在低渗透油田开发过程中这种情况十分常见。最为明显的是低渗透油田开发存在启动压力的影响，致使油井与水井之间压力憋压升高，在油井与水井之间形成压力差。因此，在低渗透油田开发确定合理油井与水井数量比的时候，需要考虑启动压力这个尤为重要的因素。

(3)

式中：Jl——采液指数，t/(d·MPa)。

综合分析以上三种方法，方法一主要考虑注采平衡条件下的油水井合理值，对于外围低渗透油田，因存在启动压力梯度的影响，油井与水井之间存在压差，此方法未能考虑到压差带来的影响；方法二考虑了油井与水井之间的压差，但运算得出的结果只是当前井网条件下的油井与水井数的比值，并不是认为的在最高产液量情况下的油井与水井数比值；方法三克服了前两种方法存在的不足，在考虑油井与水井之间的压力差的同时，计算出在最高产液量情况下，油井与水井数比值。因此，取三个运算方法数值的平均值作为最佳合理井数比，各个示范区合理油井与水井数值比在1.70～1.81之间，平均为1.74。实际油水井数比在1.80～2.00之间，平均为1.93。通过调研发现与公式计算出的合理油水井数比相比较，油田实际的油水井数比数值均高于合理油水井数比，见表1。因此，需要继续进行转注技术来减小油井与水井数值比，提高水驱控制程度与注水强度。

表1　外围油田示范区注采系统调整界限

3　注采系统调整方式

3.1整体转注与灵活转注

升平油田示范区裂缝不发育中渗透萨葡油层，依据砂体发育程度及剩余油分布特点，采取整体规则与不规则转注方式，薄互层砂体连片性较好的采取整体转注，窄条带砂体，采用灵活转注，不同转注方式见图1。

图1　升平油田示范区不同转注方式示意

3.2整体规则转注方式

龙虎泡萨高合采示范区以提高多方向水驱为目的，根据剩余油分布情况，采用近东西向行列转注。席状砂体相变速度较快，主体与非主体席状砂间呈交叉分布，剩余油主要富集于近东西向角井上，优选近东西向行列转注，更有利于两侧剩余油动用，近东西向行列转注示意见图2。

图2　龙虎泡萨高合采示范区近东西向行列转注

3.3不规则转注方式

零散砂体将改善注采关系作为直接目的，根据纵向叠加厚度采用规则和不规则转注。按照在平面上控制住单砂体移动，在垂向上控制住每个小层的基本原则，最终优选垂向上可以同时掌控3个砂体的井进行转注，对比行列规则转注，水驱控制井点有效厚度增加9.4 m，不规则转注的平面控制和纵向叠加示意见图3。

图3　龙虎泡萨高合采示范区不规则转注

3.4裂缝发育油层扶杨油层完善转线状注水

在深化精细地质研究基础上，调整平面矛盾，加强剩余油动用相结合，适时对水井排油井转注，形成沿裂缝向两侧驱油的线性注水；针对朝55示范区裂缝干扰型剩余油，转注完善线性注水。

4　矿场实验结果分析

4.1升平油田精细注采系统调整方法

从不同类型河道砂注采关系看，窄小河道单向连通和不连通的有效厚度最大，主要原因是受断层切割和河道窄小影响，升平油田示范区不同井位构造关系三河道砂水驱控制程度，见表2。

表2　河道砂水驱控制程度

根据不同类型砂体的转注方式，井区共实施零散转注井五口，增大水驱储量13.54×104t，河道砂不连通厚度减少20.6 m，整个示范区的水驱控制程度由78.97%增大至80.68%，其中河道砂水驱控制程度由80.74%提高到82.34%。

4.2龙虎泡油田精细注采系统调整方法

由于井网以反九点面积井网为主，且部分砂体平面稳定性差，导致水驱控制程度低，为72.35%；单向连通比例高，为46.47%，且主要以井网控制不住型和水驱方向单一型为主。针对这种矛盾，开展了“分区、按砂体”灵活注采系统调整技术，见到了明显效果。

在砂体零散发育井区，按照“平面控制单砂体、纵向兼顾各小层”原则实施不规则转注，增大单砂体多方向水驱比例；在砂体连接成片发育的井区，按照“驱替方向有利于剩余油动用”原则优化转注方式，实现最大水平增加采收率。

2010年实施转注29口井，转注井区水驱控制程度提高15.93%，多方向水驱比例提高25.69%，为精细挖潜提供了空间。2011年实施转注11口井，转注井区水驱控制程度提高3.03%，多方向水驱比例提高19.36%，进一步扩大了精细挖潜空间，见表3。

表3　调整井区指标对比

通过增强注采系统调整技术，龙虎泡示范区注采系统调整井区单井日产液增加0.5 t，日产油量增加0.2 t，综合含水率下降1.5%，增液增油降水效果明显，累计增油1.37×104t。

同时，加大油井措施力度，在油水过渡带井区，在储层重新认识的基础上实施油水井对应补孔；油井与水井分别补孔33口与10口，在井网不完善井区，补充两口钻井。经过调整后水驱控制程度提高了9.46%，多方向连通比例提高了14.07%。

4.3朝55区块精细注采系统调整方法

进行油井调整转注两口井，水驱动用储量提高了2.64×104t，七口油井日产油量增加1.3 t，含水率下降5.4%。其中朝60-140井有效厚度8.6 m，连通厚度7.0 m，转注之后提高水驱控制程度8.68%，新增添六个水驱方向。实现两口转注使周围连通油井达到了出色的调整效果。

5　结　论

(1)创新发展了以河道砂注采完善程度评价方法、 以单砂体为核心及裂缝转线状注水的个性化转注方式、注采井网与储层砂体、地应力及裂缝相适应为主要成果的精细注采系统调整技术，为长垣外围油田改善油层动用状况，减缓油田产量递减速率，增加水驱动用储量增添了技术保障。

(2)升平油田通过零散转注方式增加水驱动用储量13.54×104t，示范区水驱控制程度增加1.71%；龙虎泡油田萨高合采示范区通过规则和不规则转注方式，单井日产液量增加0.5 t，日产油量增加0.2 t，综合含水率下降1.5%，累计增油量达1.37×104t。朝55区块通过完善线性注水实现了两口转注井水驱储量增加了2.64×104t，使周围连通油井取得了较好的调整效果。

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(编辑徐岩)

Changyuan peripheral oilfield fine injection-production system adjustment technique

WUWenxiang1,RENJiawei1,ZHOUXisheng2,ZHANGDong1

(1.Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery of Education Ministry, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China; 2.Exploration & Development Research Institute of Daqing Oilfield Co. Ltd., Daqing 163712, China)

This paper is focused on the geological conditions of Changyuan Peripheral Oilfield. The study drawing on the typical examples of Shengping, Longhupao oilfield and 55 block of Chao consists of optimizing reasonable water injection by regulating suitability conditions and principles of injection-production system; determining the average ratio of oil-water Wells number, a reasonable limit of oil-water Wells number, and developing a reasonable mutually explanatory manner using three mathematical methods; developing fine injection-production system adjustment technique suitable for Changyuan peripheral oilfield in medium and high water cut period. Field test results show that fine injection-production system adjustment technique provides a better performance and profitability.

oilfield geology; Changyuan peripheral; injection-production system adjustment; suitability; mutually explanatory

2016-02-03

国家科技重大专项课题(2011ZX05009-004)

吴文祥(1961-),男, 吉林省扶余人， 教授,博士,博士生导师,研究方向：提高原油采收率，E-mail:sygcwuwenxiang@sina.com。

10.3969/j.issn.2095-7262.2016.02.012

TE341

2095-7262(2016)02-0168-04

A