高含水油田无效循环治理潜力分析及节能治理方法

张艳春（大庆油田有限责任公司第六采油厂）

高含水油田经过多年的注水开发，随着注采规模的逐年加大，无效循环注采逐年加剧，厚油层内存在严重的无效、低效循环，优势通道的孔渗参数发生变化，非均质特征进一步加大，导致注入段无效循环严重，采出端采收率低，开发效果受到影响。以某高含水油田为例，目前无效循环厚度比例为15.3%，无效注采量占总注采量的21.7%以上，按2020年注水产液计算，日无效注水达到7.2×104m3，日无效产液达6.6×104t，由此导致注采两端耗电始终居高不下。2020年注水电力消耗8211×104kWh，机采电量消耗9213×104kWh，分别占油田总耗电量的33.59%、37.69%。

通过典型区块的精细地质解剖，研究无效循环场的精细识别方法，确定无效循环分布特征。通过不同点坝砂体组合模式条件下油水井封堵方法、产液强度、压力等研究，开展综合治理，坚持控水与挖潜相结合能有效实现源头的节能降耗[1-2]。

1 无效循环治理潜力分析

高含水油田实现厚油层控制无效循环，减少无效注水，增加有效采出，主要存在以下几方面问题。

1）水驱含水差异大，产液结构需进一步优化。以某高含水区块为例，水驱含水差异大，从小于60%到大于95%均有分布，导致各不同含水层级间产液、产油差异加大。尤其是含水大于95%的井有167口，占总开井数的38.1%，日产油占32.6%，但日产液占53.3%，产量结构需进一步优化，某高含水油田水驱油井含水分级状况见表1。

表1 某高含水油田水驱油井含水分级状况

2）厚油层层内动用不均衡，挖潜与控水潜力较大。某上返区块2m以上厚油层不同韵律部位水淹统计结果（表2）表明：韵律段上部未水淹厚度比例为29.72%，低水淹厚度比例为42.37%，采出程度为24.63%，而高、特高水淹比例为3.84%，采出程度为50.1%；韵律段下部低水淹比例为3.76%，采出程度为24.18%，高水淹厚度比例为40.36%，采出程度为50.44%，韵律段上部的采出程度比下部低29.17个百分点。

表2 不同韵律部位水淹统计结果

历年厚油层内吸水状况变化见表3，该区块厚油层内主要吸水部位吸水砂岩比例由1985年的60.57%到2006年的32.40%，2020年下降到29.64%。不吸水部位的厚度比例则由1985年的2.33%到2006年的16.75%，2020年上升到17.23%。表明厚油层内注入矛盾突出。因此，厚油层内控水与挖潜是调整的主要方向。

表3 历年厚油层内吸水状况变化（有效厚度≥2m）

3）薄差层层间动用差异大，层间调整仍有余地。某上返区块高台子油层水淹状况见表4，有效厚度小于0.5m的自然层，水淹解释为一个级别的厚度比例较大，占总厚度的97.0%，且以低、未水淹为主，占总厚度的80.5%；有效厚度大于1.0m的自然层，水淹解释为两个级别的厚度比例较大，占总厚度的50.3%，且以中、高水淹为主，占总厚度的42.3%。不同厚度级别油层，层间动用差异大。

表4 某上返区块高台子油层水淹状况

根据3口密闭取心井高台子油层水状况见表5，高台子油层水洗层以中水洗为主，厚度比例为32.34%，驱油效率为44.07%。但是，还有42.77%的油层为低、未水洗，是水驱调整的主要对象。

表5 密闭取心井高台子油层水洗状况

4）平面压力分布不均衡，注采系统调整仍具有潜力。压力分级见表6，平面压力不均衡，以一、二次加密井尤为突出。其中一次加密井高、低压井点比例分别达到了22.73%和54.55%；二次加密井低压井点比例达到了63.64%。因此，一、二次加密井的高、低压井组的平面调整仍有较大潜力，是整个注水系统压力治理的重点。

表6 压力分级

2 无效循环节能治理的对策及效果

针对无效注采循环严重的矛盾，开展以“控制无效注采循环、提高有效注入”为调整原则，综合调整为基础，挖控结合为手段的节能降耗工作。

2.1 创新调剖封堵技术治理无效循环

1）井区规模化封堵试验。通过试验研究不同点坝砂体组合模式条件下油、水井对应封堵方法，达到控制无效产出、提高有效注入的目的。优选出对应封堵油、水井各15口，年控制无效注入10×104m3，控制无效采出8×104t。同时以河流相沉积的二类油层为试验区，开展深度调剖试验。受油层非均质性影响，二类油层的平面、层间、层内矛盾更突出，采取深度调剖以减缓三大矛盾，改善开发效果[3-5]。实施注水井深度调剖6口，周围采出井31口，中心井6口，年控制无效注入5×104m3，控制无效采出12×104t。

2）“二三结合”试验区油水井封堵。通过井网加密缩小井距和现井网补孔缩小井距，利用现井网补孔完善结构单元注采关系做法改变液流方向。将封堵原水驱井网中射开萨Ⅲ4-10油层的基础井网井和其它井的萨Ⅲ4-10油层。优选出水井32口，油井46口进行对应层系封堵。对应封堵后，含水下降1.8个百分点，累计年控制无效注入10.3×104m3，控制无效采出11.2×104t。

2.2 通过综合调整控制无效注水

1）注水井平面调整。针对油层间平面动用差异较大的矛盾，以动用差异大层为重点，以井组为单元，以注采平衡为原则，逐层分析各沉积单元注采关系，加强低压井组、低含水层段注水量，控制高压、高含水井组注水量[6]。实施注水井平面调整方案63口井，年控制无效注入29×104m3。

2）注水井细分。针对油层间纵向动用差异较大的问题，在合理细分组合注水层段同时，加大层内细分注水调整。通过对油层性质好、注水倍数高的高水淹部位控注，加强对注水倍数低、动用较差油层有效注水，达到扩大注水波及体积，提高动用差部位驱油效率目的。细分调整方案9口井，年控制无效注入4×104m3，控制无效产出1×104m3。

3）注水井周期注水。在一次加密井及聚驱井综合含水较高、地层压力较高的区块开展全井周期注水，通过数值模拟及油藏参数运算，确定半周期为30天，执行2个周期[7-9]。周期停注层段在恢复注水时根据周围采油井的动态变化适当进行水量调整。实施48口井，年控制无效注入22×104m3，控制无效产出8×104m3。

2.3 以挖控结合控制无效产出

1）采油井堵水。针对河道砂厚油层内高渗透部位及油井厚油层发育层数多，多段高含水的情况，以厚油层内精细解剖技术为指导，采取层内与层间封堵相结合方法[10]。油井堵水33口，年控制无效注入28×104m3。

2）采油井压裂、补孔措施。对于厚油层内变差部位与薄差油层剩余油可通过选择性压裂与多裂缝压裂方法改善连通状况挖潜。对于结构单元注采不完善部位剩余油可通过代用井补孔方法完善注采关系挖潜。

通过上述精细的综合调整工作，年控制无效注水量80.6×104m3，控制无效产液量68.7×104t，增油2.242×104t，实现年节电877×104kWh。

3 结论及认识

1）通过注水端结构综合调整，实施多种控水调整技术，可以达到治理无效注入和无效采出的目的，是油田实现低成本节能开发的重要手段。

2）周期注水可以有效地缓解层间矛盾，提高油层动用程度。在保证充足的地层能量的前提下，水量波动幅度越大，能够有效增大波及体积，提高驱油效率，取得的效果越好。

3）通过无效循环治理，可实现控制无效注水量80.6×104m3，控制无效产液量68.7×104t。