低渗油田周期采油技术研究

李仲寅，王 朋，陈继光，刘永川

（中国石油长庆油田分公司第四采油厂，宁夏银川 750006）

随着注水开发时间延长，低渗透油田开发面临诸多问题，一是大路沟地区长6 油藏渗透率低，驱替压力系统建立难度大，主力油藏平均空气渗透率0.85 mD，平均启动压力梯度0.008 3 MPa/m，建立驱替系统难度大，造成注水见效困难，见效周期延长，见效程度低；二是大路沟地区长4+5、长6 油藏注水有效率低，受高角度裂缝、人工裂缝以及注水开发形成的微裂缝影响，长6、长4+5 油藏注入水沿裂缝推进到采出端，水淹严重，形成无效注水，降低了水洗效率。

针对低渗透油田开发矛盾，近年来，在考虑低渗透油藏地质特征的基础上，综合考虑启动压力梯度、天然裂缝、储层非均质性等影响因素，通过开展低渗透油藏周期采油试验，拓宽了油田开发工作思路和方法，对油藏改善驱替系统、提高注水效率，对促进油田可持续稳产具有非常重要的理论和现实意义，进一步指导油田科学合理开发[1]。

1 油藏开发形势

大路沟地区长6 油藏为三角洲沉积特低渗透岩性控制油藏，采用520 m×140 m 菱形反九点井网规模建产，生产层位主要为长6、长4+52层，油藏埋深1 785 m，油层厚度11.7 m，渗透率1.45 mD，孔隙度11.7%，含油面积10.42 km2，地质储量803.98×104t，标定采收率20.3%。该油藏随着注水的不断开发，含水逐步上升，现油井开井170 口，单井日产油1.1 t，综合含水71.7%，地质储量采油速度0.84%，地质储量采出程度5.52%。目前油藏面临主要矛盾：一是储层非均质性强，吸水不均，注水单向突进，导致长6 层水淹井逐年增多；二是低产低效井多，平面采液矛盾突出，受制于产建区注水不见效等原因，现有低产低效井44 口，占开井数25.9%。

2 周期采油原理

2.1 改善储层渗流能力，提升低产井开发效果，建立驱替系统

周期采油改善平面非均质油层水驱油效果的机理是压力场周期性变化激活“死油区”。通过周期性开、关井，附加压力差对非均质油层产生压力扰动，克服贾敏效应，提高储层渗流速度，并激活“死油区”，驱替剩余油，提高采收率。

由于周期性的一采一停，附加压力差的存在对地层产生一定的压力波扰动，使得死油区的形状，位置和大小发生一定的变化。剩余油带随采油井周期性的开关而缩小，使剩余油被逐步驱出，扩大了波及系数，提高了原油采收率。油井周期采油是注水井周期注水的拓展，将水井的不稳定注水扩大到了油井的不稳定采油。部分油井，由于平面水驱不均、驱替系统未建立等原因，常规治理手段难以改善油井开发效果，针对此类油井开展周期采油，一方面液流方向的周期性改变扩大了波及体积，有利于加强平面剩余油的驱替，另一方面减少了注入水的低效无效循环，实现提质增效目的。

2.2 减少低效生产时间，降低低产井能耗

针对低液量井泵效低、能耗高的问题，通过周期采油不断优化工作制度，在不影响产量的前提下，减少开井时间，减少低效生产时间，降本不降产。

3 周期采油试验选井原则

根据周期采油机理，静态、动态特征相结合，重点考虑“注采连通性、储层非均质性、剩余油、单井生产动态、地层能量”五个条件，在选择周期采油井时分别考虑动、静态两方面，确保实施效果。

静态条件：生产层位以渗透率较低的长6 层为主，井网完善，连通性较好，储层渗透率级差大，非均质性强，剩余油丰富。

动态条件：平面上生产状况差异大，平面采液矛盾突出，本井投产后液量持续下降，无注水见效特征，目前压力保持水平低、产液量低、含水低，周围采油井产液量、含水相对较高。

4 周期采油发展历程

2009年以来，逐步选择低产低效油井实施高频间开试验，通过减少生产时间，降低油井生产成本，逐步探索和积累了周期采油试验前期经验；2018 年以后，以改善渗流状况，促进驱替系统建立为目的，开展停开井周期以天数为主的周期采油试验，通过延长停开井周期，探索出多样化的周期制度，目前周期采油制度共分为3 类，分别为短时间开、短周期间开和周期间开。

5 周期采油试验效果

5.1 短时间开试验效果

由于低产低效井逐年增多，影响油田开发效益，为实现降本增效目的，为探索和研究更有效的管理模式，自2009 年开展油井间开试验，运用示功图面积法和动液面恢复法，总结示功图变化规律和动液面恢复规律，再依据油井生产液量、泵效以及开采层位，制定合理的间开制度。考虑现场管理和实施情况，制定低渗透油藏间开制度为开井6 h、8 h、12 h、16 h、20 h。

短时间开共实施672 口，间开后平均生产时间减少41.2%，阶段递减由8.5%下降到3.7%，泵效由23.3%上升到38.6%，平均单井日节电26 kW·h。

通过计算油井的相对生产频率，并对比相对生产频率与产量保持率、单井节点量的关系，发现相对生产频率控制在1～2，可保证油井不损失产能（油井产能保持率≥100.8%）且最大限度节省耗电量（单井日节电24 kW·h 以上），说明相对生产频率合理区间是确定油井短时间开制度一项重要的指标。

注：相对生产频率=开井时间/停井时间

5.2 周期间开试验效果

5.2.1 周期制度确定 以提高产能保持率为前提，从“合理关井周期、合理开井周期”两个方面入手，优化单井实施参数，改善实施效果。

5.2.1.1 制定合理停井周期

方法一：测压曲线法。根据测压井测压原始数据，计算压力值与时间的最大斜率，其对应时间点为测压曲线拐点，同时也是最佳停井周期。

式中：K-斜率；P-地层压力，MPa；t-测试时间，h。

优点：可利用现有测压数据计算停井周期，不增加额外工作量；缺点：覆盖面窄，仅可计算本井，邻井只能参考。

方法二：动液面监测法。周期采油井开展停井期间动液面连续监测工作，不间断录取停井期间的动液面资料（每日录取1 次、至少连续录取10 d），计算动液面与天数的最大斜率，其对应时间点为液面恢复曲线拐点，同时也是最佳停井周期。

式中：K-斜率；M-动液面，m；t-测试时间，h。

优点：该方法使用所有周期采油井；缺点：需要连续测试动液面，增加员工劳动强度。

5.2.1.2 制定合理开井周期

方法一：功图监测法。依据开井后功图变化情况，具体开井时间以“失效”为界线，通过监控功图有效冲程判断是否失效，制定合理开井周期。

优点：根据功图连续变化判断油井出液状况，制定油井开井制度，此方法制定制度较为准确；缺点：适应范围狭窄，仅限于功图变化明显油井。

方法二：动液面恢复测试法。周期采油井开井后同样开展动液面连续监测工作，以实施前动液面为基点，定期对比油井动液面变化情况，若动液面恢复至实施前水平判定为失效。同时，总结动液面恢复规律，指导下步选井以液面恢复型为主，液面平稳型需继续延长停井周期，异常型提示井筒状况。

优点：该方法使用所有周期采油井；缺点：需要连续测试动液面，增加员工劳动强度。

5.2.2 周期采油试验实施效果

5.2.2.1 先导试验 2018 年在长6 油藏开展先导试验7 口，停井周期为110 d（长周期制度），开井初期井均日产液由1.4 m3上升到3.3 m3，日产油由0.4 t 上升到0.9 t，含水稳定。停井期合计损失油量376 t，累计增油785 t，产量恢复率达到208.8%。

5.2.2.2 推广试验 2019 年推广试验72 口，停井周期为5～10 d（短周期制度），产量恢复率达到121.7%。

5.2.2.3 规模实施 2019 年在长6 油藏优选40 口井规模实施周期采油，周期制度为70～120 d（长周期制度），实施后单井日产油由0.25 t 上升到0.58 t。

6 结论与认识

（1）周期采油可有效改善平面采液矛盾，建立有效驱替系统，缩短见效周期，提高单井产量，但高液量油井周期采油可能会损失一定的原油产量，因此制定合理的周期制度至关重要，一方面要将影响产量降到最低，产能保持率≥100%，尽可能实现硬增油，另一方面又能改善水驱开发效果，尽可能多动用剩余油，是提高采收率一个较好的办法。

（2）周期采油可在不损失产量的前提下，减少无效低效采油时率，实现节能降耗目的，提升油田精细管理水平。

（3）短时间开、短周期、长周期三种制度在长6 油藏均能取得较好的效果，长6 油藏为特低-超低渗油藏，储层非均质性强，水驱不均，实施周期采油后能有效改善渗流状况，说明周期采油对于储层非均质性强的长6 油藏适应性较好。

（4）通过总结出不同制度下不同油藏的周期采油实施效果，确定选井要素及条件，以长期不见效、低液低含水为主的油井较为适合实施周期采油，可进一步改善水驱状况，促进油井见效。