特高含水期油田节能方法探讨与实践

赵辉（大庆油田有限责任公司第四采油厂）

A 油田为受构造控制的块状油气藏[1]，多年来以精细调整为基础，结合动静态资料，不断提高调整精度，油田取得了较好的阶段开发效果。但随着开发时间的延长，控含水、控递减的难度逐渐加大[2-3]，低效无效循环不断加剧。为更好地改善特高含水阶段老油田水驱开发状况，切实降低油田能耗，根据A 油田单砂体的连通关系，认真梳理开发中的薄弱环节，量化了油田开采中注水结构及产液结构调整的技术标准，降低无效注水，提高注水效率。

1 量化油田调整标准

在依托油田多年开发经验及研究成果的基础上，量化油田注水结构及产液结构调整的技术标准，合理制定水驱油藏调整对策，有效的缓解了油田开发中的平面矛盾、层内矛盾及层间矛盾，减少了油田的低效无效注水，提高了油田的注水效率。

1.1 量化注水层段细分标准

按照细分主要控制指标与动用状况的拟合规律，在原有增加注水层段和控制渗透率级差两项控制指标的分层注水标准基础上，依据A 油田储层发育状况和分层注水工艺现状，确定了“666”细分注水标准：即层段单卡油层数小于6 个、砂岩厚度小于6 m 和渗透率变异系数不大于0.6[4]。按照“666”技术标准，在精准分层注水中，主要是对强水驱、无水驱砂体单卡单注。通过层段降水和层段停注，控制低效、无效注水；对较强水驱砂体单卡单注，提高低水淹层段注水；对弱水驱层间渗透率变异系数大于0.6 的砂体组合为不同层段，实现层间合理配水。以控水为目的细分注水实施了142 井次，年累计减少注水31.62×104m3，周围116 口受效采油井年累计减少产液9.12×104m3。

1.2 量化层段配注强度标准

随着油田开发的深入进行，合理调整注水结构，提高注水效率是实现油田开发目标的重中之重。结合油田砂体发育特点及水井同位素监测情况制定了油田的注水量标准（表1）：对相对吸水小于10%的层段加强注水，为避免注入水单层突进，注水强度控制在3.5 m3/(m·d)附近；对同位素显示相对吸水为10%～20%的层段，平衡注水，注水强度控制在3 m3/(m·d)附近；对同位素显示相对吸水20%以上的层段，限制注水，注水强度控制在 2.5 m3/(m·d)以内，为避免地层压力下降过快，注水强度控制在1.0 m3/(m·d)以上；对无连通油井层段或连通油井高含水的层段，层段间注或停注。通过调整注水结构，有效控制井组注采比，减少了无效产液，提高了注水利用率。共实施测调控水210 井次，年累计减少注水55.13×104m3，周围169 口受效采油井年累计减少产液12.15×104m3。

表1 油田注水层段配注水量标准

1.3 量化堵水选井选层标准

在充分考虑强势渗流通道形成的地质条件和注水开发两方面基础上，应用经济效益评价、数理统计及油藏工程等手段，通过动态监测及动静态生产资料反复检验，以含油饱和度、单层注水量、不同渗透率级别下单层累积注水量、注水强度及注采比、注水井PI 指数和测井曲线电性参数为技术界限，建立强势渗流识别体系，三类油层低效无效井层判别标准见表2。结合三类油层强势渗流通道识别技术，确定了堵水“44121”量化选井选层标准[5-10]：含水大于井区平均值4 个百分点以上、 单井日产液大于40 t、封堵层目的层折算有效厚度大于1.0 m、封堵层目的层渗透率突进系数大于2.0、接替层砂岩厚度大于10 m。按照“44121”堵水技术标准，共实施油井堵水43 井次，年降低低效无效产液 6.34×104m3。

表2 三类油层低效无效井层判别标准

2 效益分析

A 油田通过量化注水结构调整标准，精准调整注水结构，实施控水调整352 井次，年节约注水86.75×104m3，年减少无效产液21.27×104m3。根据量化堵水选井选层标准，实施油井堵水43 井次，年减少无效产液6.34×104m3。按照注水单耗5.96 kWh，吨液单耗7.35 kWh 计算，节约注水、减少产液共可节约用电720×104kWh，电价按照0.637 元/kWh 计算，可节约电费 458.64 万元。

3 结论

1）结合油田开发特点，量化注水及堵水技术标准，可以实现油田开发的精准调整，有效提高储层动用状况，实现层间合理配水。

2） 油田进入特高含水期，低效无效循环加剧，动态、静态资料和监测资料的综合运用，可以有效识别低效无效循环部位，是油藏节能工作的基础。

3）合理调整油田注水及产液结构，可以有效控制注入水低效无效循环加剧，是有效的节能手段。