高含水油藏开发后期技术政策研究

高含水油藏开发后期技术政策研究

苏冉

中原油田分公司濮东采油厂 河南濮阳 457001

摘要：由于早期的强注强采，主力油层相继见效水淹，综合含水上升，产量大幅度递减，再加上没有新区块的投入，油田开发进入产量递减阶段。高含水后期开发技术政策研究成为指导油田后期开发关键。

关键词：高含水期 注采井网 注采比 工艺配套技术

1. 基本概况

本油田构造上位于东濮凹陷中央隆起带的南端，含油气层位为沙三上到沙四段，油藏埋深为2500－3990m，孔隙度11.0－20.0％，渗透率0.95－121.3×10－3um2，压力系数均为在1.01－1.05，油藏属于常温、常压复杂断块中低渗油藏。目前改油田经过三十年的注水开发，处在特高含水期，地下油水关系复杂，急需对地下潜力认识进一步深化，寻找适合目前开发的技术政策。

二、油田目前存在问题：

（一）、近几年来随着水井长期不动管柱、监测工作量下降、注水压力上升等多方面因素影响，油田有效注水量明显下降，水井大修率不断上升，近几年累计损失水驱控制储量106.2×10⁴t。（二）、近几年注水量持续下降，产液量逐渐下降，动液面逐渐下降，采液速度下降。近五年配注完成率以及井组液量逐年下降，配注完成率由2014年88.8%下降至目前的50.8%。井组日产液量由2014年的1315t，降至目前的的908.2t。（三）、构造复杂，部分储量后期提高水驱动用难度大。断块“小且碎”，纵向上继承性差，仅东块相对整装，但由于前些年强注强采，主力油层强水淹，采出程度高46%，后期精细调整余地有限。统计目前因为块小、注采方向单一且无法调整的井组10个，控制储量48.8×10⁴t；因为块碎、自然能量生产的单井10口，控制储量36.3×10⁴t。针对这些问题开展高含水油田开发后期技术政策研究。

三、开发技术政策研究

（一）井网密度

合理井网形式的部署将会使区块发挥最佳的开发潜能。该油田累积水驱控制、动用程度较高，但由于油水井封层，井况影响等原因，导致目前水驱控制、动用程度较大幅度下降，井网适应性较差。与合理井网密度相比，目前油田实际井网密度较大，主要由于该油田构造破碎，含油断块面积小，平面上砂体展布变化大，下步主要通过侧钻、注采调整等方法完善注采井网。

（二）注采井距

注采井距与注采压差、渗透率、原油粘度有关，还与储层的连通情况密切相关。井网部署方式，复杂区：构造破碎，小断块面积小，油水关系复杂，应以井组为单元治理、开发；

统计该油田注采井组历年的注水情况、对应油井的见效状况，按见效好、一般、差等情况进行了分类。见效好的主要标准是指注水前后对比，油井产量上升或稳定、压力保持较好、含水上升控制较好。统计情况来看，Ⅰ类层见效好的井较多，Ⅱ、Ⅲ类层见效好的井少。

分层系历史见效井平均注采井距统计表

该油田见效油井注采井距在100-500m之间不等，平均见效井距240m，见效初期平均注水压力14.3MPa，平均单井日注70m3，正常注水压力20.3MPa，平均单井日注55m3。从见效井情况统计结果来看，分层系合理注采井距应为：Ⅰ类层：270m ，Ⅱ、Ⅲ类层：180m。目前Ⅰ类层井网注采井距180m，跟合理注采井距相比井距过小，下步加大井网重组工作量，抽稀Ⅰ类层井网，主要通过水井转注、分注，油井堵水等措施改变注采井网的主流线方向，拉大注采井距，提升井组水驱采收率。II、III类层井网目前井距180m左右较为合理，但由于井筒水质影响导致注水困难，主要通过大修酸化补孔等措施降压增注提高有效注水量。

（三）合理注采比

目前该油田是通过注水来保证油井具有旺盛生产能力的，为达到较好的开发效果，一般是通过注采平衡来实现的，而要达到注采平衡就必须有一个合理的注采比。在油藏注水过程中，当RP＜0时，油层存在亏空；RP＝0时，油层总体上达到了注采平衡；RP＞0时，油层总体上达到了超注采平衡条件下开采。

RP—油层盈余率，%；

Wi—累积注水量，10⁴m³；

WP—累积产水量，10⁴m³；

NP—累积产油量，10⁴m³；

BO—原油体积系数，无因次；

VP—油层有效孔隙体积，10⁴m³；

RCIP—油藏累积注采比，无因次。

油田开发初期，合理注采比是通过理论计算获得的，随着油田开采程度的加深，地质条件越来越复杂，井况越来越差，这样按照理论计算的注采比进行配产配注，就会存在无效注水，达不到好的注水效果。

统计该油田单井含水到80%以后，为减缓含水上升速度，注采比会有所下降。经过统计，含水在60%以下时，见效好的井组平均注采比为2.1，含水在60～80%时，见效好的井组平均注采比为1.5，含水在80%以上时，见效好的井组平均注采比为1.3。 目前油田的注采比1.2，低于合理注采比，下步主要通过大修修复水井井筒状况、检管酸化恢复水井注水能力、分注降低水井无效注水，提高井组有效注采比。

（四）优化酸化配套技术

针对区块地层污染特征精准适配解堵技术，对于低渗地层、粘土含量高，易引起地层水锁、乳化堵塞的地层，采取活性剂解堵。对于中低渗地层 ，深部碳酸盐结垢、腐蚀产物地层，易采取浓缩酸酸化，对于新投井钻井泥浆污染，近井机杂、悬浮物沉积，措施过程固相颗粒污染地层，采取土酸酸化。优选5个井组酸化，提高井组有效注水。目前井组见效明显，实施4个井组，措施后至目前已累计增油180吨。

（五）优化调剖配套技术

调剖井选井标准，结合吸水剖面、剩余油分布、非均质性等地质资料，进行调驱井的优选。选井依据①非均质严重、渗透率变异系数比较大、吸水剖面明显不均匀，纵向上有高吸水层段。②井组采出程度低、有一定的挖掘潜力。③油水井注采对应关系明确，对应油井高含水或特高含水。④正常注水，井况满足调驱要求。优化实施5个井组，其中4个井组增油明显，累计增油380吨。

（六）井网优化技术

优化目的：注采井网恢复完善，水驱储量恢复，油田产能提升，使得开发经营效果得到改善。

优化思路：通过统计分析该油田开发现状，总结该油田开发特点，针对目前存在问题，制定合理的井网进行下一步开发。

对不注采不完善井网通过新井，转注等措施完善注采井网。对于已损坏井网，通过检管、大修恢复井网。对于长期未调整井网，主要通过水井转注、分注，油井堵水等措施改变注采井网的主流线方向，提升井组水驱采收率。对于井距不合理的井网，采取堵水、调剖等措施调整注采井距。

本文旨在提高含水油田开发中后期水驱动用程度、提高水驱最终采收率，提高油田产能，对同类油藏开展注水技术政策研究具有借鉴意义。