孫為全

（中石油大慶油田責(zé)任有限公司第二采油廠(chǎng)地質(zhì)大隊(duì)，黑龍江 大慶163000）

一套井網(wǎng)注采系統(tǒng)的部署是油藏注水開(kāi)發(fā)中最重要的部分，不同注采方式注入水波及體積不同，水驅(qū)采收率提高幅度也不同。在開(kāi)采過(guò)程中水驅(qū)采收率隨著油田不同含水、不同開(kāi)發(fā)階段中注水井吸水指數(shù)和采油井產(chǎn)液指數(shù)的變化而變化。因此，為提高采收率，必須要適時(shí)、合理地進(jìn)行注采系統(tǒng)調(diào)整，以適應(yīng)注采系統(tǒng)由弱到強(qiáng)的開(kāi)發(fā)需要［1－4］。但就目前而言，對(duì)于井網(wǎng)注采系統(tǒng)適應(yīng)程度的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)還缺乏統(tǒng)一的認(rèn)識(shí)。因此，需要開(kāi)展井網(wǎng)注采適應(yīng)性研究，確定多項(xiàng)評(píng)價(jià)指標(biāo)及合理的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，從理論上為注采系統(tǒng)調(diào)整工作提供有效依據(jù)。

1 評(píng)價(jià)方法的建立

評(píng)價(jià)井網(wǎng)注采適應(yīng)性，主要是分析注采井網(wǎng)是否適應(yīng)油層的發(fā)育狀況、注水與采液的匹配能力以及油藏壓力系統(tǒng)的合理程度。因此，選擇合理油水井?dāng)?shù)比、注水井注水壓力、油井地層壓力、油井流動(dòng)壓力、注采比和水驅(qū)控制程度等6項(xiàng)指標(biāo)構(gòu)成評(píng)價(jià)體系。

1.1 合理油水井?dāng)?shù)比

合理油水井?dāng)?shù)比（Row）的值等于吸水指數(shù)與采液指數(shù)比值的平方根，有2種確定途徑：①利用具有較好代表性的典型相滲透率曲線(xiàn)；②利用油田實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，通過(guò)統(tǒng)計(jì)分析不同含水階段采液指數(shù)、吸水指數(shù)變化趨勢(shì)，確定不同含水階段的合理油水井?dāng)?shù)比。計(jì)算公式如下：

式中，IPR為注采比，1；Jl為采液指數(shù)，m3／（d·MPa）；Jw為吸水指數(shù)，m3／（d·MPa）；Bo為體積換算系數(shù)，1；fw為綜合含水率，1。

1.2 注水壓力界限

多層砂巖注水開(kāi)發(fā)油田的合理注水壓力，是在不產(chǎn)生威脅套管安全應(yīng)力前提下，并能獲得最大產(chǎn)液量的注水壓力。目前主要以低于油層的破裂壓力為依據(jù)，即：

式中，Pimax為最高井口注水壓力，MPa；h為油層頂界埋藏深度，m；系數(shù)為壓力梯度，0.013MPa／m。

1.3 合理地層壓力

一般要求地層壓力保持在飽和壓力以上和原始地層壓力附近，總壓差應(yīng)該保持在－0.5MPa左右，最低壓力時(shí)，總壓差不能低于－1.0MPa。避免地層原油出現(xiàn)脫氣，影響采收率。

1.4 油井流壓界限

從提高采收率、發(fā)揮油井生產(chǎn)能力以及提高泵效的角度考慮，高含水期流壓界限下限為3MPa。

1.5 合理注采比

合理注采比是能夠保持合理地層壓力，使油田具有旺盛的生產(chǎn)能力，降低無(wú)效能耗并能取得較高原油采收率的注采比。由于油田開(kāi)發(fā)中各套井網(wǎng)開(kāi)采對(duì)象存在交叉，高含水后期基礎(chǔ)井網(wǎng)注采比的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)將0.8作為參考值，一次加密調(diào)整井網(wǎng)注采比的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)將1.3作為參考值，二次加密井網(wǎng)注采比的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)以1.5作為參考值。

1.6 水驅(qū)控制程度界限

水驅(qū)控制程度反映了水驅(qū)儲(chǔ)量的控制程度。其是注入水體積波及系數(shù)的反映。參照水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)方法的標(biāo)準(zhǔn)，水驅(qū)控制程度在85%以上的為好，80%～85%為較好，75%～80%為中等，70%～75%為較差，低于70%為差。

2 應(yīng)用

薩東部過(guò)渡帶300m地區(qū)全區(qū)總井?dāng)?shù)248口，截至2003年全區(qū)累積注水5153.75×104m3，累積產(chǎn)油831.35×104t。一次加密井網(wǎng)總井?dāng)?shù)143口，其中采油井102口，注水井41口，累積注水296.16×104m3，累積產(chǎn)油29.91×104t。年注采比1.21。自然遞減率達(dá)20.0%以上。

2.1 薩東部過(guò)渡帶300m地區(qū)注采系統(tǒng)適應(yīng)性評(píng)價(jià)

為改善該區(qū)開(kāi)發(fā)效果，對(duì)該區(qū)開(kāi)展了注采系統(tǒng)適應(yīng)性評(píng)價(jià)。從評(píng)價(jià)結(jié)果上看，區(qū)塊注采存在矛盾并主要體現(xiàn)在以下2方面：

1）加密井網(wǎng)油水井?dāng)?shù)比高于合理值，多向水驅(qū)控制程度指標(biāo)偏低。目前井網(wǎng)油水井?dāng)?shù)比為2.49，與合理指標(biāo)相差0.81。井網(wǎng)砂巖水驅(qū)控制程度為85.09%，其中單方向占50.61%，多向僅占8.64%。油層動(dòng)用程度不均，驅(qū)油效果差，加密井網(wǎng)含水上升速度加快3.2%。

2）壓力系統(tǒng)不合理，井網(wǎng)產(chǎn)量遞減加快。①部分加密井網(wǎng)注水井啟動(dòng)壓力高，吸水能力差加密井網(wǎng)注水井開(kāi)井36口，日配注80m3，日實(shí)注61m3。其中完不成配注的注水井16口，油允壓差0.54MPa，日配注70m3，日實(shí)注28m3；另有11口注水井頂允壓注水，平均單井油壓13.5MPa，日配注80m3，日實(shí)注65m3，油允壓差0.25MPa，兩者所占比例達(dá)到加密井網(wǎng)注水井開(kāi)井?dāng)?shù)的75.0%。②注入系統(tǒng)注水狀況差，滿(mǎn)足不了井網(wǎng)進(jìn)一步提高產(chǎn)液量的需求，采油井供液不足，區(qū)塊產(chǎn)量遞減加快。③壓力系統(tǒng)不合理，加密井網(wǎng)采油井套損率高，嚴(yán)重影響區(qū)塊開(kāi)發(fā)效果。

統(tǒng)計(jì)沉沒(méi)度低于100m采油井有34口，占開(kāi)井?dāng)?shù)的41.46%，單井沉沒(méi)度34.7m。產(chǎn)量小于2t的低效采油井52口，占開(kāi)井?dāng)?shù)的63.41%，平均日產(chǎn)油0.67t。另有因供液能力差而低效關(guān)井的采油井20口，占總井?dāng)?shù)的19.61%。使井網(wǎng)自然遞減率連續(xù)2年達(dá)到20%以上。

統(tǒng)計(jì)21口油水井測(cè)壓資料，加密井網(wǎng)注采壓差≥20.0MPa，高于合理界限近2MPa。極易引發(fā)套損。

目前薩東300m地區(qū)套損率已達(dá)14.86%。其中加密井網(wǎng)油水井套損較為嚴(yán)重，套損井?dāng)?shù)占全區(qū)套損井?dāng)?shù)的77.27%。2003年又新增6口，嚴(yán)重影響區(qū)塊開(kāi)發(fā)效果。

2.2 注采系統(tǒng)調(diào)整

通過(guò)解剖分析，確定現(xiàn)井網(wǎng)布井方式對(duì)所開(kāi)采的薄差油層已表現(xiàn)出不適應(yīng)，注采關(guān)系不協(xié)調(diào)，為此，依據(jù)宏觀(guān)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)該區(qū)實(shí)施注采系統(tǒng)調(diào)整。

2004年，轉(zhuǎn)注采油井17口，補(bǔ)孔轉(zhuǎn)注9口，共補(bǔ)射100個(gè)沉積單元，平均單井補(bǔ)射砂巖11.5m，有效1.7m。轉(zhuǎn)注后加密井網(wǎng)油水井?dāng)?shù)比由2.49∶1下降到1.64∶1。砂巖和有效厚度水驅(qū)控制程度分別提高4.54%和4.79%，多向水驅(qū)控制程度分別提高16.75%和15.98%。完全達(dá)到了合理指標(biāo)的要求。

轉(zhuǎn)注3個(gè)月后，井區(qū)41口新、老井網(wǎng)未措施采油井初見(jiàn)效果，受效前后對(duì)比，日增液140t，日增油13t，綜合含水下降0.18%。轉(zhuǎn)注當(dāng)年，區(qū)塊自然遞減率8.95%，與轉(zhuǎn)注前對(duì)比，減緩17.24%，含水上升速度由調(diào)整前的2.88%減緩到0.69%，減緩了2.19%。2005年，區(qū)塊產(chǎn)量不遞減，含水上升速度減緩到0.48%。井網(wǎng)注水壓力下降0.46MPa，壓力系統(tǒng)得到調(diào)整。套損速度較調(diào)整前明顯減緩。同時(shí)方案預(yù)計(jì)提高采收率0.54%，增加可采儲(chǔ)量9.68×104t。開(kāi)發(fā)效果得到改善。

3 認(rèn)識(shí)和結(jié)論

1）宏觀(guān)評(píng)價(jià)指標(biāo)的確定符合油田開(kāi)發(fā)規(guī)律，可以滿(mǎn)足對(duì)現(xiàn)井網(wǎng)注采系統(tǒng)適應(yīng)狀況的宏觀(guān)評(píng)價(jià)。判定注采系統(tǒng)調(diào)整潛力，為今后分析井網(wǎng)注采適應(yīng)性提供理論依據(jù)。

2）由于在高含水后期開(kāi)發(fā)階段，油田各套層系間并不完全獨(dú)立，開(kāi)采對(duì)象存在交叉，因此利用該評(píng)價(jià)體系來(lái)完善井網(wǎng)間的注采系統(tǒng)是不夠的，還需將評(píng)價(jià)工作落實(shí)到單砂體上，才能更好地解決井網(wǎng)注采系統(tǒng)不適應(yīng)的矛盾，滿(mǎn)足高含水開(kāi)發(fā)后期油田精細(xì)開(kāi)發(fā)的需要。

［1］劉丁曾.多油層砂巖油田開(kāi)發(fā) ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1986.

［2］王乃舉.中國(guó)油藏開(kāi)發(fā)模式總論 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1999.

［3］金毓蓀.論陸相油田開(kāi)發(fā) ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1997.

［4］趙翰卿.松遼盆地北部大型河流－三角洲體系砂體沉積模式和非均質(zhì)特征研究 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1992.