吳文祥，　任佳維，　周錫生，　張　棟

(1.東北石油大學(xué) 提高采收率教育部重點(diǎn)實驗室， 黑龍江 大慶 163318；2.大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院， 黑龍江 大慶 163712)

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長垣外圍油田精細(xì)注采系統(tǒng)調(diào)整技術(shù)

吳文祥1，任佳維1，周錫生2，張棟1

(1.東北石油大學(xué) 提高采收率教育部重點(diǎn)實驗室， 黑龍江 大慶 163318；2.大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院， 黑龍江 大慶 163712)

針對長垣外圍油田地質(zhì)情況，以升平油田、龍虎泡油田薩高合采井區(qū)和朝55區(qū)塊作為典型研究對象，通過規(guī)范注采系統(tǒng)適應(yīng)性條件與原則，優(yōu)化合理注水方式。運(yùn)用三種數(shù)學(xué)方法求得平均油水井?dāng)?shù)比，確定合理油水井比界限，并制定合理轉(zhuǎn)注方式，形成了適合于長垣外圍油田在中高含水時期的精細(xì)注采系統(tǒng)調(diào)整技術(shù)。礦場實驗結(jié)果表明，精細(xì)注采系統(tǒng)調(diào)整技術(shù)的實施獲得了比較好的改善效果和收益。

油田地質(zhì)； 長垣外圍； 注采系統(tǒng)調(diào)整； 適應(yīng)性； 轉(zhuǎn)注

0　引　言

大慶油田面臨越來越大的產(chǎn)量壓力，作為大慶油田產(chǎn)量的重要組成部分，長垣外圍油田產(chǎn)油量的穩(wěn)定也日趨嚴(yán)峻。中滲透薩葡油層含水高、剩余油分布，調(diào)整挖潛難度進(jìn)一步增大；特低滲透扶楊油層注水開發(fā)有效動用程度低，采油速度低，開發(fā)效果越來越差[1-5]。因此，在水驅(qū)挖潛上，需要進(jìn)行更為精細(xì)的注采系統(tǒng)調(diào)整，才能更為有效挖潛分散的剩余油、提高油層動用程度、擴(kuò)大注水波及系數(shù)、控制含水上升速率、降低產(chǎn)量遞減幅度，增加油田或區(qū)塊石油的可開采儲量，提高油藏采收率。

長垣外圍油田開展精細(xì)注采系統(tǒng)調(diào)整主要采取“三化”工作做法：細(xì)化轉(zhuǎn)注區(qū)地質(zhì)特征研究、優(yōu)化轉(zhuǎn)注方案編制、強(qiáng)化實施跟蹤效果評價。做到低效利用、局部改善，來降低油水井?dāng)?shù)比，提高注采井對應(yīng)率，改進(jìn)砂體注采關(guān)系，提高水驅(qū)控制程度[6-9]。首先，規(guī)范注采系統(tǒng)適應(yīng)條件與原則，優(yōu)化合理注水方式，獲得合理油水井比界限，制定合理轉(zhuǎn)注方式；然后，以升平油田、龍虎泡油田薩高合采井區(qū)、朝55區(qū)塊為典型示范區(qū)，評價注采系統(tǒng)調(diào)整整體效果；最后，對調(diào)整區(qū)油井進(jìn)行效果評價分析。

1　注采系統(tǒng)調(diào)整適用條件與原則

注采系統(tǒng)調(diào)整適用條件大致分為三條：第一，某些區(qū)塊的油井與水井?dāng)?shù)量比相對正常值過大，或者某些井區(qū)存在注采關(guān)系不夠合理，致使注水強(qiáng)度與產(chǎn)液量不配伍；第二，即使某些區(qū)塊實施了加密調(diào)整技術(shù)，水驅(qū)控制程度得到改善，然而多方向的連通比例仍然很小；第三，從尋找高含水后期剩余油分布得知，剩余油分布類型多且形式復(fù)雜，其仍然是由于注采系統(tǒng)不夠完善導(dǎo)致的，對于間斷不連續(xù)分布的小范圍存在剩余油，實施加密調(diào)整并不能獲得經(jīng)濟(jì)收益。以上三種情況需要利用注采系統(tǒng)調(diào)整才能滿足油田開發(fā)需要。

注采系統(tǒng)總的調(diào)整原則，是將改善注采關(guān)系作為直接目標(biāo)，根據(jù)制定的注采系統(tǒng)調(diào)整方案進(jìn)行調(diào)整，減少油井與水井的數(shù)量比、增強(qiáng)井區(qū)水驅(qū)控制程度、加大多方向水驅(qū)比例、改善油層動用狀況、增大水驅(qū)動用儲量：一是注采系統(tǒng)調(diào)整既考慮薩爾圖油層和葡萄花油層，同時兼顧其他油層，調(diào)整后油水井?dāng)?shù)比和油井產(chǎn)液量，逐步恢復(fù)地層壓力。二是把改進(jìn)各小層單砂體注采關(guān)系作為主要目標(biāo)，同時要考慮到層間與平面之間的相互關(guān)系與矛盾，盡可能地讓單砂體得到充分的利用，以最大限度增大井區(qū)的水驅(qū)控制程度、增加多方向水驅(qū)比例。三是通過實施注采系統(tǒng)調(diào)整，改善油層動用狀況，減緩油田產(chǎn)量遞減，增加水驅(qū)動用儲量。

2　注采系統(tǒng)調(diào)整技術(shù)界限

注采系統(tǒng)調(diào)整技術(shù)界限參數(shù)即為合理油井與水井?dāng)?shù)量比值[10]。油田的合理油井與水井?dāng)?shù)值比是指在油田注水井與采油井的井底流動壓力為某一數(shù)值，油井和水井總井?dāng)?shù)固定的情況下，可以得到最大產(chǎn)液量時的采油井與注水井的井?dāng)?shù)的比值。對于合理油井與水井?dāng)?shù)值比的計算，通常采用吸水、產(chǎn)液指數(shù)法，吸水、產(chǎn)液指數(shù)比及注采壓差法，以及動態(tài)分析法。

第一種方法，吸水、產(chǎn)液指數(shù)法的特點(diǎn)是以注采平衡為核心，探究面積存在差異的注水井網(wǎng)的特點(diǎn)與適應(yīng)能力。

(1)

式中：R——油水井?dāng)?shù)比；

Iw——吸水指數(shù)，t/(d·MPa)；

JL——采液指數(shù)，t/(d·MPa)。

第二種方法吸水、產(chǎn)液指數(shù)比及注采壓差法，它是在考慮吸水、產(chǎn)液指數(shù)法的基礎(chǔ)上，再考慮注采比的因素，建立油水比公式：

(2)

式中：pi(fw)——不同含水率的注水壓差，MPa；

pl(fw)——采液壓差，MPa；

Ii(fw) 、Jl(fw)——不同含水率的吸水、采液指數(shù)，m3/(d·MPa)；

fw——含水率，%；

ρo——地面原油密度，g/cm3；

KIPR——注采比；

Bo——地層原油體積系數(shù)。

第三種方法是動態(tài)分析法。從油田開發(fā)的眾多理論和礦場試驗可知，由于多種因素同時存在影響了地層壓力，導(dǎo)致一套注采系統(tǒng)中油井與水井具有不同的地層壓力，在低滲透油田開發(fā)過程中這種情況十分常見。最為明顯的是低滲透油田開發(fā)存在啟動壓力的影響，致使油井與水井之間壓力憋壓升高，在油井與水井之間形成壓力差。因此，在低滲透油田開發(fā)確定合理油井與水井?dāng)?shù)量比的時候，需要考慮啟動壓力這個尤為重要的因素。

(3)

式中：Jl——采液指數(shù)，t/(d·MPa)。

綜合分析以上三種方法，方法一主要考慮注采平衡條件下的油水井合理值，對于外圍低滲透油田，因存在啟動壓力梯度的影響，油井與水井之間存在壓差，此方法未能考慮到壓差帶來的影響；方法二考慮了油井與水井之間的壓差，但運(yùn)算得出的結(jié)果只是當(dāng)前井網(wǎng)條件下的油井與水井?dāng)?shù)的比值，并不是認(rèn)為的在最高產(chǎn)液量情況下的油井與水井?dāng)?shù)比值；方法三克服了前兩種方法存在的不足，在考慮油井與水井之間的壓力差的同時，計算出在最高產(chǎn)液量情況下，油井與水井?dāng)?shù)比值。因此，取三個運(yùn)算方法數(shù)值的平均值作為最佳合理井?dāng)?shù)比，各個示范區(qū)合理油井與水井?dāng)?shù)值比在1.70～1.81之間，平均為1.74。實際油水井?dāng)?shù)比在1.80～2.00之間，平均為1.93。通過調(diào)研發(fā)現(xiàn)與公式計算出的合理油水井?dāng)?shù)比相比較，油田實際的油水井?dāng)?shù)比數(shù)值均高于合理油水井?dāng)?shù)比，見表1。因此，需要繼續(xù)進(jìn)行轉(zhuǎn)注技術(shù)來減小油井與水井?dāng)?shù)值比，提高水驅(qū)控制程度與注水強(qiáng)度。

表1　外圍油田示范區(qū)注采系統(tǒng)調(diào)整界限

3　注采系統(tǒng)調(diào)整方式

3.1整體轉(zhuǎn)注與靈活轉(zhuǎn)注

升平油田示范區(qū)裂縫不發(fā)育中滲透薩葡油層，依據(jù)砂體發(fā)育程度及剩余油分布特點(diǎn)，采取整體規(guī)則與不規(guī)則轉(zhuǎn)注方式，薄互層砂體連片性較好的采取整體轉(zhuǎn)注，窄條帶砂體，采用靈活轉(zhuǎn)注，不同轉(zhuǎn)注方式見圖1。

圖1　升平油田示范區(qū)不同轉(zhuǎn)注方式示意

3.2整體規(guī)則轉(zhuǎn)注方式

龍虎泡薩高合采示范區(qū)以提高多方向水驅(qū)為目的，根據(jù)剩余油分布情況，采用近東西向行列轉(zhuǎn)注。席狀砂體相變速度較快，主體與非主體席狀砂間呈交叉分布，剩余油主要富集于近東西向角井上，優(yōu)選近東西向行列轉(zhuǎn)注，更有利于兩側(cè)剩余油動用，近東西向行列轉(zhuǎn)注示意見圖2。

圖2　龍虎泡薩高合采示范區(qū)近東西向行列轉(zhuǎn)注

3.3不規(guī)則轉(zhuǎn)注方式

零散砂體將改善注采關(guān)系作為直接目的，根據(jù)縱向疊加厚度采用規(guī)則和不規(guī)則轉(zhuǎn)注。按照在平面上控制住單砂體移動，在垂向上控制住每個小層的基本原則，最終優(yōu)選垂向上可以同時掌控3個砂體的井進(jìn)行轉(zhuǎn)注，對比行列規(guī)則轉(zhuǎn)注，水驅(qū)控制井點(diǎn)有效厚度增加9.4 m，不規(guī)則轉(zhuǎn)注的平面控制和縱向疊加示意見圖3。

圖3　龍虎泡薩高合采示范區(qū)不規(guī)則轉(zhuǎn)注

3.4裂縫發(fā)育油層扶楊油層完善轉(zhuǎn)線狀注水

在深化精細(xì)地質(zhì)研究基礎(chǔ)上，調(diào)整平面矛盾，加強(qiáng)剩余油動用相結(jié)合，適時對水井排油井轉(zhuǎn)注，形成沿裂縫向兩側(cè)驅(qū)油的線性注水；針對朝55示范區(qū)裂縫干擾型剩余油，轉(zhuǎn)注完善線性注水。

4　礦場實驗結(jié)果分析

4.1升平油田精細(xì)注采系統(tǒng)調(diào)整方法

從不同類型河道砂注采關(guān)系看，窄小河道單向連通和不連通的有效厚度最大，主要原因是受斷層切割和河道窄小影響，升平油田示范區(qū)不同井位構(gòu)造關(guān)系三河道砂水驅(qū)控制程度，見表2。

表2　河道砂水驅(qū)控制程度

根據(jù)不同類型砂體的轉(zhuǎn)注方式，井區(qū)共實施零散轉(zhuǎn)注井五口，增大水驅(qū)儲量13.54×104t，河道砂不連通厚度減少20.6 m，整個示范區(qū)的水驅(qū)控制程度由78.97%增大至80.68%，其中河道砂水驅(qū)控制程度由80.74%提高到82.34%。

4.2龍虎泡油田精細(xì)注采系統(tǒng)調(diào)整方法

由于井網(wǎng)以反九點(diǎn)面積井網(wǎng)為主，且部分砂體平面穩(wěn)定性差，導(dǎo)致水驅(qū)控制程度低，為72.35%；單向連通比例高，為46.47%，且主要以井網(wǎng)控制不住型和水驅(qū)方向單一型為主。針對這種矛盾，開展了“分區(qū)、按砂體”靈活注采系統(tǒng)調(diào)整技術(shù)，見到了明顯效果。

在砂體零散發(fā)育井區(qū)，按照“平面控制單砂體、縱向兼顧各小層”原則實施不規(guī)則轉(zhuǎn)注，增大單砂體多方向水驅(qū)比例；在砂體連接成片發(fā)育的井區(qū)，按照“驅(qū)替方向有利于剩余油動用”原則優(yōu)化轉(zhuǎn)注方式，實現(xiàn)最大水平增加采收率。

2010年實施轉(zhuǎn)注29口井，轉(zhuǎn)注井區(qū)水驅(qū)控制程度提高15.93%，多方向水驅(qū)比例提高25.69%，為精細(xì)挖潛提供了空間。2011年實施轉(zhuǎn)注11口井，轉(zhuǎn)注井區(qū)水驅(qū)控制程度提高3.03%，多方向水驅(qū)比例提高19.36%，進(jìn)一步擴(kuò)大了精細(xì)挖潛空間，見表3。

表3　調(diào)整井區(qū)指標(biāo)對比

通過增強(qiáng)注采系統(tǒng)調(diào)整技術(shù)，龍虎泡示范區(qū)注采系統(tǒng)調(diào)整井區(qū)單井日產(chǎn)液增加0.5 t，日產(chǎn)油量增加0.2 t，綜合含水率下降1.5%，增液增油降水效果明顯，累計增油1.37×104t。

同時，加大油井措施力度，在油水過渡帶井區(qū)，在儲層重新認(rèn)識的基礎(chǔ)上實施油水井對應(yīng)補(bǔ)孔；油井與水井分別補(bǔ)孔33口與10口，在井網(wǎng)不完善井區(qū)，補(bǔ)充兩口鉆井。經(jīng)過調(diào)整后水驅(qū)控制程度提高了9.46%，多方向連通比例提高了14.07%。

4.3朝55區(qū)塊精細(xì)注采系統(tǒng)調(diào)整方法

進(jìn)行油井調(diào)整轉(zhuǎn)注兩口井，水驅(qū)動用儲量提高了2.64×104t，七口油井日產(chǎn)油量增加1.3 t，含水率下降5.4%。其中朝60-140井有效厚度8.6 m，連通厚度7.0 m，轉(zhuǎn)注之后提高水驅(qū)控制程度8.68%，新增添六個水驅(qū)方向。實現(xiàn)兩口轉(zhuǎn)注使周圍連通油井達(dá)到了出色的調(diào)整效果。

5　結(jié)　論

(1)創(chuàng)新發(fā)展了以河道砂注采完善程度評價方法、 以單砂體為核心及裂縫轉(zhuǎn)線狀注水的個性化轉(zhuǎn)注方式、注采井網(wǎng)與儲層砂體、地應(yīng)力及裂縫相適應(yīng)為主要成果的精細(xì)注采系統(tǒng)調(diào)整技術(shù)，為長垣外圍油田改善油層動用狀況，減緩油田產(chǎn)量遞減速率，增加水驅(qū)動用儲量增添了技術(shù)保障。

(2)升平油田通過零散轉(zhuǎn)注方式增加水驅(qū)動用儲量13.54×104t，示范區(qū)水驅(qū)控制程度增加1.71%；龍虎泡油田薩高合采示范區(qū)通過規(guī)則和不規(guī)則轉(zhuǎn)注方式，單井日產(chǎn)液量增加0.5 t，日產(chǎn)油量增加0.2 t，綜合含水率下降1.5%，累計增油量達(dá)1.37×104t。朝55區(qū)塊通過完善線性注水實現(xiàn)了兩口轉(zhuǎn)注井水驅(qū)儲量增加了2.64×104t，使周圍連通油井取得了較好的調(diào)整效果。

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(編輯徐巖)

Changyuan peripheral oilfield fine injection-production system adjustment technique

WUWenxiang1,RENJiawei1,ZHOUXisheng2,ZHANGDong1

(1.Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery of Education Ministry, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China; 2.Exploration & Development Research Institute of Daqing Oilfield Co. Ltd., Daqing 163712, China)

This paper is focused on the geological conditions of Changyuan Peripheral Oilfield. The study drawing on the typical examples of Shengping, Longhupao oilfield and 55 block of Chao consists of optimizing reasonable water injection by regulating suitability conditions and principles of injection-production system; determining the average ratio of oil-water Wells number, a reasonable limit of oil-water Wells number, and developing a reasonable mutually explanatory manner using three mathematical methods; developing fine injection-production system adjustment technique suitable for Changyuan peripheral oilfield in medium and high water cut period. Field test results show that fine injection-production system adjustment technique provides a better performance and profitability.

oilfield geology; Changyuan peripheral; injection-production system adjustment; suitability; mutually explanatory

2016-02-03

國家科技重大專項課題(2011ZX05009-004)

吳文祥(1961-),男, 吉林省扶余人， 教授,博士,博士生導(dǎo)師,研究方向：提高原油采收率，E-mail:sygcwuwenxiang@sina.com。

10.3969/j.issn.2095-7262.2016.02.012

TE341

2095-7262(2016)02-0168-04

A