海南油田改善水驱效果研究与实践

摘要：海南油田是目前辽河滩海唯一实现面积注水的区块，为复杂断块油藏，由于海南油田地理位置特殊，位于省级环保缓冲区、红海滩国家风景廊道腹地内，采用了砂石人工平台模式进行开发，由于井场面积较小，开发初期采用丛式井位部署开发，造成了该油田油井具有井斜大、全角变化率大、井眼螺旋弯曲等特点，不利于井下工艺技术的实施。经过系统的分析该油田的存在问题，通过实施完善井网及对应关系、修复问题井、改变液流方向、提高排液量等措施，区块的水驱效果大幅提高，水驱储量控制程度由74.2% 提高至75.5% ，水驱储量动用程度由71.9提高到73.8%。

关键词：注采井网;不稳定注水;多层流入动态

1、油田基本概况

海南油田位于辽东湾北部辽河滩海地带，构造上位于辽河断陷盆地中央低凸起南端，海南-月东披覆构造带，海南构造的北端，是目前辽河滩海唯一实现面积注水的区块。为复杂断块油藏，共发育了两条主干断层以及16条次级断层， 由底部潜山起伏控制形成背斜或半背斜圈闭，油藏类型为层状边水岩性构造油气藏 。其地质特征与辽河陆上基本相近，是陆上向海域的自然延伸，“三凸两凹”的构造格局与辽河陆上一一对应，具有构造相似性、储层连续性的特点。海南3断块地理位置特殊，位于省级环保缓冲区、红海滩国家风景廊道腹地，采油砂石人工平台模式进行开发，由于井场面积较小，开发初期采用丛式井位部署开发，造成了该油田油井具有井斜大、全角变化率大、井眼螺旋弯曲等特点，不利于井下工艺技术的实施。

海南油田98年试采，99年正式开发，2000年9月7口油井试注，2001年6月开始按照返七点法实施注水开发，截止目前已经注水开发24年，已经进入注水开发中后期高含水采油阶段。目前共有油井100口，日产油105吨，综合含水89.5%，共有注水井37口，日注水1260方，月度注采比为1.16，累计地下亏空37万方。

2、注水开发过程中存在的主要问题

一是注采井网不完善。经过多年开发井下技术状况逐渐变差，故障井逐年增多，造成局部缺失注采井，以及断块西南部扩边油井，由于投产初期产量较高，未能及时转注，导致注采井网不完善。

二是注采对应关系不完善，一方面由于生产层位调整，使层位对应变差或不对应，另一方面由于油、水井无法正常生产，导致层位对应变差，目前不对应井有25口。

三是纵向上层间矛盾突出，动用情况差异。由于储层物性在纵向上差异较大，各层吸水情况也有较大差异，使注入水沿高渗层快速推进，导致油井含水上升快。

四是平面上油井受效不均。主要表现为处于主流河道上的油井见效快，高含水，而河道边部的油井受效慢，或不受效，低液低含水生产。

3、改善水驱效果具体做法

一是完善区块的注采井网及注采对应，在未受水驱控制区域实施油井转注，在含水89.5%的情况下，按照开井数，合理注采井数比应为1：1.64，目前注采井数比提高至1：191，同比明显提高。

二是通过大修、侧钻、回采等措施恢复问题井。进一步完善注采井网及注采对应，通过治理不对应井减少至11口，为下步实施区块注水综合调整奠定基础。

三是实施不稳定注水。通过改变注水方式，周期性的改变注入量和采出量，达到了改善层间矛盾状况的目的。通过在地层中造成不稳定的压力场，使流体在地层中不断地重新分布，從而使注入水在层间压力差的作用下发生层间渗流，从而启动未受效的小薄层，限制水淹层，较好解决层间矛盾。选取了海南13-27井区实施周期注水，取得了较好的效果，区块产油量稳中有升，综合含水由95%下降至90%，自然递减率控制在5%以内。

四是改变液流方向。它的原理是改变注入水在油层中原来稳定注水时形成的固定的水流方向，把高含油饱和度区的原油驱出。主要采取了两种方法，方法一是实施注水井交替注水，当一口井注水时，临近水井停注，用这种方法改变原来的水流方向;方法二是通过关停高含水井来改变液流方向，扩大水驱面积。

五提高排液量。定性研究多层流入动态，通过实施换大泵、下电泵、捞封合采等措施增大生产压差，提高排液量，以引导水流方向，以强化水驱效果。同时增加生产井数，通过增加排液点，以改善水驱方向单一的状况。

六是各种方法结合，实施综合治理。根据各区块不同的水驱特点，在相应的井区分别实施低部位周期条带注水、点对点脉冲注水、周期性层对层注水、油套轮替注水等方式，同时在几个大的区块，以周期注水为主并结合其他引效措施实施综合治理。如在13-27井区实施周期轮替注水，同时对一线井实施抑排，二线井实施增排，引导水流方向，强化水驱效果。

在9-9井区实施“两注一停”周期轮替注水方式，同时恢复长停井，增加排液井点，扩大水驱面积。 在23-17井区实施两组注水井周期轮替注水，并周期性的关闭水驱受效的高含水井，扩大水驱面积，改善水驱效果。

4、结论与认识

经过对海南油田实施的一系列调整措施，有效的解决了部分井组在水驱过程中存在的问题，目前区块的水驱储量控制程度由74.2% 提高至75.5% ，水驱储量动用程度由71.9提高到73.8%，注采井网基本完善，含水上升率控制在3%以内，自然递减率保持低位运行，在9%以内。共取得以下两点认识：

一、不稳定注水能够有效的解决非均质性强的注水油藏的矛盾状况，从而达到改善区块水驱效果级开发效果，从而达到提高最终采收率目的。

二、注水管理是一个动态的调整过程，在不同注采井区针对不同地质特点，采取适宜引效措施，提高采油速度及采出程度，能够有效的将强化程度较低的注水系统转为强化程度较高的注水系统。

作者简介：

景越，男，1980年6月出生于辽宁省盘锦市，满族，工程师，2007年毕业于大庆石油学院石油工程学院，目前任职辽河油田金海采油厂月海项目部地质技术骨干。