(张有英) 深化结构调整,提高水驱开发效益研究.docVIP

深化结构调整，提高水驱开发效益研究 张有英 李苹 姜红 赵丽红 （大庆油田第三采油厂第一油矿地质工艺队） 摘要 针对萨北开发区特高含水开发后期所面临的液油比上升幅度大、剩余可采储量采油速度高且层系间差异大、结构调整潜力逐步减小等状况，在注水结构调整上开展了层系内和层内的精细调整、周期注水、注采系统调整和薄、差油层细分注水方式。在产液结构调整上，实施分类治理方法，开展了特高含水条件下控水挖潜的创新实践、措施挖潜与作业调整相结合、应用新技术的同时优化措施结构和机采井参数，使水驱开发效果明显改善，为同类油田进入特高含水期开发提供了值得借鉴的方法。 主题词 周期注水、注采系统调整、分类治理、新技术 1、特高含水期水驱开发特点 1.1液油比上升幅度大导致开采效益明显下降，必须在结构调整上下工夫 萨北开发区已进入特高含水开采阶段，预计综合含水将由1995年的88.53%上升到2005年的94.57%，液油比由6.83提高到11.97，相当与采出1t油的生产费用提高了75.2%。为减缓水驱区块开发效益明显下降的趋势，必须进行全方位、多层次的结构优化调整。在宏观上，本着经济最好、含水最低和可持续发展的原则，对注水、产液、储采三大结构及压力系统进行优化调整；在微观上，本着单井效果最好、费用最低的原则，对每一项油、水井措施进行优化设计方案、优选工艺技术、优化配套措施。保证增加可采储量、控制含水上升速度、控制产量递减速度、控制套管损坏速度以及合理恢复压力5项目标同时实现。 1.2结构调整潜力逐步减小，必须发展结构调整方法和技术 1995年各套层系间油井含水差异为6～13个百分点，到2004年含水差异缩小到1～7个百分点，靠层系间含水差异进行控水调整的潜力逐步缩小。同时，注水结构调整的潜力也明显减少，好油层的注水压力和强度进一步降低，驱油效果变差。差油层的注水强度进一步提高，会加快含水上升速度。两类油层注水量的进一步转移，不利于开发效果的改善。因此，要实现结构优化调整目标，必须改变和发展结构调整方法和技术。 1.3剩余可采储量采油速度高且层系间差异大，必须合理调整各类井的采油速度 “八五”期末，水驱剩余可采储量采油速度高达8.16%，层系间因含水的差异和控水的需要，剩余可采储量采油速度、储采比和采油速度不合理的问题日渐突出。由于采油速度高，不仅造成产量递减率大，而且机采井负担过重，断杆、断管现象频繁，给生产组织和管理带来一系列的困难。 2、综合采用多种措施完善注水结构调整，努力提高水驱开发效益 “八五”期间的注水结构调整遵循高含水层位控注控液、低含水层位加强注水的宏观调整原则，努力缩小区块间、层系间、井间的含水、压力差异，达到了“稳油控水”的目的；“九五”期间驱替方式了重大，由单一水驱转变为水驱并存-1.0MPa -1.0～ -0.5～0.5MPa 0.5～1.0MPa 1.0MPa 井数 （口） 总压差 （MPa） 井数 （口） 总压差 （MPa） 井数 （口） 总压差 （MPa） 井数 （口） 总压差 （MPa） 井数 （口） 总压差 （MPa） 11 -1.93 4 -0.69 3 0.09 3 0.77 7 1.93 3、发展完善产液结构优化调整技术 3.1实施分类治理方法，开展了特高含水条件下控水挖潜的创新实践 针对北二东西块试验区采出程度已达38.08%，剩余可采储量少，措施程度高，措施井递减大的现状，结合取芯井资料和精细地质研究成果，对试验区的剩余油分布特征进行了研究，并对具备进一步细分挖潜的潜力、实施水驱调剖潜力、实施表面活性复合剂及微生物潜力进行分析。通过加大并优化常规措施工作量的同时，依靠新技术推广应用，加强油水井科学管理，扩大生物表面活性剂、注水井深浅调剖来挖掘潜力补产，达到含水上升值、自然递减较区块低，同时增加可采储量、控制采油速度的目的。 3.1.1控水挖潜治理对策。对试验区内的单井通过含水上升速度及自然递减进行分类评价，将试验区划分为控递减、控含水、两控、正常等四个单元。 控递减单元：该区二次加密井为反九点面积井网，主要开采的是低渗透层和表外储层，油层动用差，具有进一步挖掘的潜力。针对特高含水期剩余油分布高度零散的现状，以水井层间调整为主，加大细分重组力度及层间的增注改造，改善吸水剖面，控制全区递减速度。 控含水单元：该区治理是从结构调整转移到寻找和治理“大孔道”上来，控制注入水无效低效循环，以调剖或调驱的形式为主，结合周期注水控制含水上升速度，又以堵水、堵压、关井、为辅助手段，改善开发效果油层动用状况，解决层系内和层内矛盾。以调剖或堵压结合为主，应用周期注水技术，改善开发效果。 两控单元：该区采取优化水井调整方案应用周期注水技术，结合砂体动用状况，完善单砂体注采对应率，进行注采系统调整，改善薄差层的动用厚度