油田主力層改變液流方向的策略范文

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《中國石油和化工雜志》2015年第二期

1.主力層剩余油分布規(guī)律研究

1.1明確注采流線水驅(qū)開發(fā)階段，注采流線的分布與剩余油的關(guān)系較密切，在邊水影響很小的情況下，注采流線的分布是決定剩余油分布的主要因素[2]。結(jié)合歷史井網(wǎng)演變過程，搞清注采流線分布與剩余油匹配關(guān)系。通過研究分析表明，剩余儲(chǔ)量主要分布在主力油層井間分流區(qū)、壓力平衡區(qū)、弱驅(qū)滯留區(qū)及邊部未波及區(qū)（圖3.2、圖3.3、圖3.4、圖3.5），主流線方向剩余油飽和度低，需要采取有效的技術(shù)手段，在剩余油富集區(qū)與采油井間建立有效的驅(qū)動(dòng)壓差，促進(jìn)剩余油的合理流動(dòng)。

1.2水淹分布狀況評(píng)價(jià)隨著油田開發(fā)的不斷深入，主力油層水淹的狀況日益嚴(yán)重，開展水淹分布狀況評(píng)價(jià)和剩余油分布研究已成為油田調(diào)整挖潛的重要技術(shù)。該項(xiàng)目以主力油層為研究對(duì)象，綜合應(yīng)用現(xiàn)場不同時(shí)期動(dòng)靜態(tài)資料及GPT繪圖軟件，分析了主力油層的水淹狀況、吸水狀況以及水驅(qū)控制狀況，認(rèn)為主力油層動(dòng)用狀況和水驅(qū)控制程度普遍較好，主力油層主體區(qū)動(dòng)用狀況和水驅(qū)控制程度比主力油層上傾區(qū)好（圖3.6）。

1.3剩余油潛力評(píng)價(jià)運(yùn)用歷史井網(wǎng)恢復(fù)等手段，結(jié)合沉積微相研究成果，描述了各小層不同時(shí)期水淹特征，明確了油水井的連通狀況以及見水的優(yōu)劣勢方向，評(píng)價(jià)出主力層剩余油潛力區(qū)。主力層采出程度高，主體區(qū)水淹較嚴(yán)重，剩余油主要富集于井網(wǎng)控制不住區(qū)域、射孔不完善區(qū)域、注水井間壓力平衡區(qū)、邊水內(nèi)側(cè)的有注無采區(qū)、采油井間的死油區(qū)。

2.主力層改變液流方向技術(shù)對(duì)策研究

2.1主力層上傾區(qū)強(qiáng)化注水與儲(chǔ)層改造加強(qiáng)注采聯(lián)動(dòng)由于主力層上傾區(qū)物性較差，水井欠注嚴(yán)重，油井低能使得儲(chǔ)量動(dòng)用程度差。從Ⅴ151-2小層和Ⅴ181-2小層累計(jì)注采狀況可以看出，主力層上傾區(qū)中低滲透層的潛力仍較大。因此可通過對(duì)水井增注改造，油井壓裂引效的方法，提高動(dòng)態(tài)注采連通率，進(jìn)一步擴(kuò)大注水波及體積，充分發(fā)揮中低滲透層的開發(fā)潛力。另外，主力層上傾區(qū)靜態(tài)井網(wǎng)不完善，使得井網(wǎng)控制程度低，下一步可充分利用過路井進(jìn)行補(bǔ)孔完善靜態(tài)井網(wǎng)，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度。由此可見，針對(duì)主力層上傾區(qū)治理對(duì)策有以下三個(gè)方面：（1）通過完善井網(wǎng)強(qiáng)化注入倍數(shù)等措施,提高主力油層上傾區(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度，調(diào)整主力油層上傾區(qū)注入倍數(shù)低的特點(diǎn)，采用細(xì)分注水、上調(diào)配注、完善補(bǔ)孔等方法，擴(kuò)大注水波及體積。如利用過路水井雙8-14井完善補(bǔ)孔Ⅴ14.15.18小層，縮小井距，完善上傾區(qū)的注采井網(wǎng)，提高動(dòng)態(tài)注采連通率，促進(jìn)油井H8-145、7-145井見效，該井累計(jì)增注1.59萬方，油井見效增油185噸。（2）主力油層上傾區(qū)集中治理欠注井層，提高動(dòng)態(tài)注采連通率，擴(kuò)大注水波及體積。如Ⅴ141-2小層上傾區(qū)主要表現(xiàn)為水井欠注嚴(yán)重且注采井距大，油井多低能低產(chǎn)，采出程度低。通過對(duì)H10-195井、5-105井、新J9-1761井三口欠注水井實(shí)施增注，累計(jì)增注1.77萬方，油井見效增油155噸。（3）完善基礎(chǔ)注采井網(wǎng)，加大套變井區(qū)大修和更新治理力度。Ⅴ下層系共有水井24口，其中套管變形、管外竄、套漏等問題水井12口，占總井?dāng)?shù)50%，水驅(qū)儲(chǔ)量損失50.9萬噸。從目前水井分注情況看，雖然有28個(gè)層實(shí)現(xiàn)了單層單段注水，仍有26個(gè)層段為多小層合為一段注水，層間干擾勢必會(huì)影響油田精細(xì)開發(fā)，精細(xì)注水難以實(shí)現(xiàn)。如J7-135井正常注水時(shí)分Ⅴ141-2/Ⅴ181/Ⅴ191.2二級(jí)三段注水，2012年3月25日酸化過程中，36臂測井發(fā)現(xiàn)套管多處變形，因大修難度大后關(guān)井。通過對(duì)套變井J7-135井大修后補(bǔ)孔細(xì)分Ⅴ14/Ⅴ15.19注水，累計(jì)增注1.95萬方，達(dá)到了提高注入倍數(shù)，進(jìn)一步提升油井出液能力的目的。

2.2主力層主體區(qū)井網(wǎng)抽稀改變液流方向抽稀井網(wǎng)（如圖4.1所示），就是把位于注水優(yōu)勢方向，累計(jì)采出量大、水淹嚴(yán)重的高含水層段封堵；把累計(jì)注水PV數(shù)高，對(duì)應(yīng)油井均高含水的注水井停注，通過抽稀井網(wǎng)，改變平面液流方向，改善主體區(qū)開發(fā)效果。Ⅴ下層系主力油層Ⅴ151小層含油面積2.94km2，地質(zhì)儲(chǔ)量86.83×104t，累計(jì)采油42.5×104t，剩余地質(zhì)儲(chǔ)量44.33×104t。目前Ⅴ151小層生產(chǎn)井8口，主體區(qū)因高含水關(guān)井12口，注水井7口，主體區(qū)為控制無效注水關(guān)井6口。該層屬于Ⅴ下層系采出程度較高，出液較好的主力層之一，由于長期強(qiáng)注強(qiáng)采，使得開發(fā)效果逐年變差。目前該層平均注采井距275m，在目前現(xiàn)井網(wǎng)定勢的流場下，液流方向難以改變，下一步可對(duì)Ⅴ151層開展抽稀井網(wǎng)試驗(yàn)（圖4.2），強(qiáng)制改變主力層主體區(qū)液流方向，探索高含水高采出程度的主力層主體區(qū)進(jìn)一步提高采收率的技術(shù)途徑。

2.3主力層治理對(duì)策效果評(píng)價(jià)通過一系列綜合調(diào)整措施，雙河油田Ⅴ下層系開發(fā)趨勢明顯好轉(zhuǎn)，恢復(fù)水驅(qū)損失儲(chǔ)量82.58萬噸，累計(jì)增油0.1244萬噸，減少產(chǎn)水0.5283萬方，控制無效注水3.0437萬方、有效增注8.4828萬方，自然遞減僅7.08個(gè)百分點(diǎn)，同期自然遞減減緩5.46個(gè)百分點(diǎn)，注采對(duì)應(yīng)率和水驅(qū)控制程度提高，達(dá)到了改善開發(fā)效果的目的，同時(shí)取得了很好的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益。

3.結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）運(yùn)用歷史井網(wǎng)恢復(fù)等手段，結(jié)合沉積微相研究成果，描述了各小層不同時(shí)期水淹特征，明確了油水井的連通狀況以及見水的優(yōu)劣勢方向，評(píng)價(jià)出主力層剩余油潛力區(qū)。主力層采出程度高，主體區(qū)水淹較嚴(yán)重，剩余油主要富集于：井網(wǎng)控制不住區(qū)域、射孔不完善區(qū)域、注水井間壓力平衡區(qū)、邊水內(nèi)側(cè)的有注無采區(qū)、采油井間的死油區(qū)。（2）水驅(qū)油藏特高含水期主力油層主體區(qū)仍有很大提高采收率潛力[6],關(guān)鍵是要搞清分層注采動(dòng)用狀況,制定有效的分類治理對(duì)策，改善單元開發(fā)效果。（3）立項(xiàng)以來該項(xiàng)目完成了計(jì)劃規(guī)定的全部研究內(nèi)容和技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)。（4）建議在油田開發(fā)后期，重視再富集型剩余油潛力的研究和挖潛工作，把井網(wǎng)抽稀改變液流方向技術(shù)應(yīng)用于開發(fā)調(diào)整實(shí)踐。（5）剩余油再富集潛力區(qū)評(píng)價(jià)，不同類型油藏剩余油潛力區(qū)大不相同，如何合理應(yīng)用液流轉(zhuǎn)向技術(shù)指導(dǎo)開發(fā)調(diào)整是需要進(jìn)一步深入研究的重要問題。

作者：盧云霞汪婷劉博單位：中石化河南油田分公司第一采油廠