洪海（大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠）

周期注水改善水驅(qū)開發(fā)效果

洪海（大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠）

高含水期采油是注水開發(fā)油田過程中的必然階段，隨著開發(fā)時(shí)間的延長，各種矛盾隨之日益突出。單純的水量調(diào)整很難適應(yīng)油田開發(fā)的需要，采用多種手段來改善油田的開發(fā)效果勢(shì)在必行，經(jīng)過幾年大幅度的綜合調(diào)整后，水量調(diào)整余地已經(jīng)很小。實(shí)踐表明，水動(dòng)力學(xué)方法是提高油層動(dòng)用程度、增加可采儲(chǔ)量的方法之一。周期注水就是基于這一原理對(duì)油藏及其中油水運(yùn)動(dòng)狀況實(shí)施改造的，借鑒礦場(chǎng)實(shí)踐結(jié)論，利用精細(xì)地質(zhì)研究成果，在對(duì)地質(zhì)特征充分認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上，分析各油層組吸水動(dòng)用情況。結(jié)合歷年開發(fā)狀況，對(duì)幾套方案進(jìn)行周期注水優(yōu)選，對(duì)3口注水井進(jìn)行試驗(yàn)，取得了良好的效果，探索出一條高含水后期提高水驅(qū)開發(fā)效果的新途徑。

水驅(qū) 周期注水 試驗(yàn)方案 采收率

D O I:10.3969/j.i ssn.2095-1493.2011.05.005

1 技術(shù)原理

周期注水就是利用現(xiàn)有注水設(shè)備周期性地改變注入量，使地層中的油水不斷重新分布和層間交換。在注水階段，由于高、低滲透帶壓力恢復(fù)速度不同，高、低滲透帶之間產(chǎn)生附加壓力差，油水從高滲透帶流向低滲透帶；在停注階段，油水又從低滲透帶流向高滲透帶，使在一個(gè)完整的周期內(nèi)有更多的水從高滲透帶流向低滲透帶，更多的油水從低滲透帶流向高滲透帶，充分發(fā)揮儲(chǔ)層毛細(xì)管力的滲吸作用，把微孔中的油盡可能地排向大孔道及微裂縫，從而強(qiáng)化采油過程?；谶@一原理的現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐和室內(nèi)數(shù)值模擬計(jì)算表明，對(duì)各種潤濕性油層周期注水均能取得較好的效果，一方面提高了注入水利用率，另一方面控制了油井含水上升速度，達(dá)到提高采收率的目的[1]。

2 有效調(diào)整周期注水

水井鉆關(guān)時(shí)，通過改變注入量，在地層中形成一個(gè)不穩(wěn)定的壓力場(chǎng)，使流體在地層中不斷地重新分布，從而使注入水發(fā)生層間滲流，流體在不同滲透率層間或裂縫與基質(zhì)之間發(fā)生置換。鉆關(guān)實(shí)踐表明，隨著鉆關(guān)時(shí)間延長，油井產(chǎn)量、地層壓力變化幅度也隨之增大。北二東區(qū)塊幾年來的鉆關(guān)實(shí)踐表明，在鉆關(guān)2個(gè)月以內(nèi)，油井產(chǎn)量、地層壓力基本保持穩(wěn)定；當(dāng)鉆關(guān)在2～3個(gè)月，油井產(chǎn)量下降，下降幅度為16.4%，鉆關(guān)時(shí)間超過3個(gè)月，產(chǎn)量下降明顯，下降幅度達(dá)到20%以上。鉆關(guān)實(shí)際上與整體間注類似，只是注水井鉆關(guān)有個(gè)放溢流卸壓的過程，產(chǎn)量開始下降時(shí)間比整體間注時(shí)間提前一些[2]。

2.1 利用數(shù)值模擬技術(shù)確定停注周期

根據(jù)數(shù)值模擬試驗(yàn)，對(duì)不同停注時(shí)間的周期注水效果進(jìn)行評(píng)價(jià)。設(shè)計(jì)了所有注水井參加周期注水和只有老注水井參加周期注水兩種方式，分別預(yù)測(cè)了停注周期為30、60、90、120、150、180 d時(shí)到2015年的開發(fā)效果。對(duì)比不同方案的開發(fā)效果可以看出，采用60 d和90 d的對(duì)稱周期比較合理，兩種方案到2015年分別比常規(guī)注水方法采收率提高1.4和1.24個(gè)百分點(diǎn)，最終采收率比常規(guī)注水提高1.92個(gè)百分點(diǎn)。含水則出現(xiàn)了下降趨勢(shì)，見圖1、圖2。

2.2 利用數(shù)值模擬技術(shù)確定周期注水量

根據(jù)數(shù)值模擬試驗(yàn)：對(duì)不同注水量與原油產(chǎn)出程度進(jìn)行模擬對(duì)比，見表1。

周期注水后，注水井配注量采用原配注量時(shí)開發(fā)效果最佳，采出程度達(dá)到32.0%。

綜合以上幾方面可以看出，合理停注周期在60～90 d之間，油井開發(fā)效果較好，而在實(shí)際實(shí)施過程中，應(yīng)根據(jù)不同區(qū)塊、不同井區(qū)的自身特點(diǎn)采取不同的間注周期。

表1 不同注水量與采出程度關(guān)系

3 試驗(yàn)方案的實(shí)施與效果分析

3.1 試驗(yàn)井概況

在103隊(duì)選取3口注水井喇3-339、喇3-333、喇2-349作為試驗(yàn)井，平均單井射開砂巖厚度34.1 m，有效厚度10.8 m，地層系數(shù)3.683 μm2·m，試驗(yàn)前日配注量310 m3，日實(shí)注水量338 m3，注采比1.05，累積注水7 296.091×104m3；連通油井11口，平均單井射開砂巖厚度22.3 m，有效厚度6.8 m，地層系數(shù) 0.904 6 μm2·m， 2008年 4月日產(chǎn)液 2 677 t，日產(chǎn)油30 t，綜合含水92.67%，靜壓11.55 MPa，總壓差0.08 MPa，流壓3.95 MPa，累積產(chǎn)油258.87×104t。

3.2 試驗(yàn)井地質(zhì)特征

試驗(yàn)區(qū)屬薩東河流三角洲沉積體系，距物源較遠(yuǎn)，發(fā)育油層巖性、物性較差，平面上河道砂體與河間薄層砂及表外儲(chǔ)層鑲邊搭橋，犬牙交錯(cuò)，縱向上厚油層與薄油層及表外儲(chǔ)層交互分布，平面、層間非均質(zhì)性嚴(yán)重，再加上特殊井網(wǎng)的影響，剩余油空間分布復(fù)雜，且高度分散。

PII7-91：屬分流平原相低彎曲河流沉積油層，縱向上，河道頂部有20%～30%的厚度未水淹；平面上，潛力層分布于河道邊部、河間地區(qū)，潛力層鉆遇率小于15%，面積小而分散，挖潛難度大，見圖3。

在PⅡ油層組主要?dú)w納出以下3種沉積類型：

（1）分流平原相低彎曲河流沉積油層，縱向上，河道頂部有20%～30%的厚度未水淹。平面上，潛力層分布于河道邊部、河間地區(qū)，潛力層鉆遇率小于15%，面積小而分散，挖潛難度大。主要包括PⅡ1-31、PⅡ5+6、PⅡ10。

（2）內(nèi)前緣相過渡狀三角洲沉積，河道砂體規(guī)模、厚度相對(duì)較小，呈更窄的條帶狀或豆莢狀，平面上潛力層分布面積相對(duì)較大，但受主體薄層砂控制，以條帶狀、網(wǎng)絡(luò)狀分布，相互連接在一起，成為形態(tài)、方向復(fù)雜的不規(guī)則連片型，潛力層鉆遇率大于30%，主要包括PⅡ7-92、PⅡ4。

（3）內(nèi)前緣相坨狀三角洲沉積油層，以席狀砂為主，厚砂坨分布其中，砂體寬度、厚度變化較大，潛力層平面上呈不連續(xù)條帶型，鉆遇率小于30%，平面層間矛盾突出，主要包括PⅡ1-32，見圖4。

葡Ⅱ與一次加密井連通厚度達(dá)78.3%，射開厚度、壓力相近。一次加密井平均單井射開砂巖59.79 m，有效21.79 m，地層系數(shù)4.557 5 μm2·m，地層壓力11.51 MPa，總壓差0.11 MPa,流壓4.19 MPa。葡Ⅱ、高Ⅰ二次加密井五點(diǎn)法面積井網(wǎng)，平均單井射開砂巖43.89 m，有效厚度9.05 m，地層系數(shù) 0.530 2 μm2·m，地層壓力 11.57 MPa，總壓差0.07 MPa，流壓3.49 MPa。從PⅡ?qū)酉蹈魃皫r組吸水情況看，砂巖有效吸水比較均勻，有效厚度吸水比例大部分在70%以上，低于40%的只有3個(gè)砂巖組；砂巖吸水比例大部分在60%以上，低于30%的只有4個(gè)砂巖組。

根據(jù)歷年周期注水經(jīng)驗(yàn)，結(jié)合本區(qū)塊特點(diǎn)，確定3口試驗(yàn)井采用60 d為一個(gè)周期注水；配注量由470 m3調(diào)為360 m3。根據(jù)第一個(gè)周期試驗(yàn)效果，再確定第二個(gè)周期的適當(dāng)停注時(shí)間。這樣有利于改善薄差層的動(dòng)用狀況，使各類油層注采狀況都能得到不同程度的改善，同時(shí)保證各油層壓力不低于飽和壓力，從而有效保證周期注水的效果。

3.3 實(shí)施與效果

第一周期為2008年4月22日至6月23日，增壓周期高滲帶的油先被驅(qū)走，部分油進(jìn)入低滲區(qū)，含油飽和度降低，低滲區(qū)含油飽和度升高；降壓周期由于低滲區(qū)的油被該區(qū)高壓驅(qū)替進(jìn)入高滲區(qū)，高滲區(qū)含油飽和度升高，低滲區(qū)含油飽和度降低。為了保證周期注水的效果，2008年5月1日3口注水井全部測(cè)試完畢，注水狀況良好，3口注水井均完成配注。6月末統(tǒng)計(jì)，采油井日產(chǎn)液676 t，日產(chǎn)油33 t，綜合含水93.75%；與周期注水前相比，日產(chǎn)液上升14 t，日增油2 t，綜合含水保持穩(wěn)定。液面由557.36 m上升到534.58 m。

第二周期注水于2008年7月25日開始執(zhí)行，考慮到周期注水后地下流體滲流方向改變，為防止含水突升，開井注水量按1.1倍恢復(fù)。調(diào)整后的開采曲線顯示，產(chǎn)液量穩(wěn)定，產(chǎn)油量略有增加，含水小幅下降。截至目前累積少注水2 400 m3，連通11口油井累積日增油8 t，累積少產(chǎn)水560 m3。試驗(yàn)期間含水穩(wěn)定且略有下降。

在選擇周期注水的井、層過程中，充分運(yùn)用精細(xì)地質(zhì)成果圖。根據(jù)油層的沉積特點(diǎn)，薩一組、薩三組油層發(fā)育較薩二組差，因此采取停層不停井的脈沖周期注水方式，對(duì)薩一組、薩三組油層繼續(xù)注水，提高油層動(dòng)用狀況，確定了薩二組油層的停注層。由于該井區(qū)油井含水高，停注時(shí)間不易過長，選擇60 d為一個(gè)注水周期。

4 幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

（1）在油田注水開發(fā)過程中，周期注水可以擴(kuò)大油層中滲流的流速、流向、壓力的不穩(wěn)定滲流效應(yīng)，以不斷地改善水驅(qū)效果，增加可采儲(chǔ)量，進(jìn)一步提高水驅(qū)采收率。

（2）對(duì)不同特性的地層，應(yīng)選用適當(dāng)?shù)闹芷谧⑺绞?。合理地確定注水周期，是采用周期注水取得較好開發(fā)效果的前提。

（3）周期注水利用原有設(shè)備，投資少、效益高、操作簡便，適合于高含水后期油層調(diào)整挖潛。

（4）周期注水能有效地減少低效、無效水循環(huán)，在節(jié)能環(huán)保方面作用突出。

[1]中國石油天然氣總公司.改善高含水期油田注水開發(fā)效果實(shí)例[M]，北京:石油工業(yè)出版社，1993:56-61.

[2]趙永久.用水動(dòng)力學(xué)方法改善水驅(qū)開發(fā)效果[J]，油氣采收率技術(shù),1996，3(2)：4-6.

洪海，2000年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院，助理工程師，從事油田綜合管理工作，E-mail：honghai@petrochina.com.cn，地址：大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠第一油礦，163114。

2011-05-28)