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明確注采流線水驅開發(fā)階段，注采流線的分布與剩余油的關系較密切，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系。通過研究分析表明，剩余儲量主要分布在主力油層井間分流區(qū)、壓力平衡區(qū)、弱驅滯留區(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手段，在剩余油富集區(qū)與采油井間建立有效的驅動壓差，促進剩余油的合理流動。

1.2水淹分布狀況評價隨著油田開發(fā)的不斷深入，主力油層水淹的狀況日益嚴重，開展水淹分布狀況評價和剩余油分布研究已成為油田調整挖潛的重要技術。該項目以主力油層為研究對象，綜合應用現(xiàn)場不同時期動靜態(tài)資料及GPT繪圖軟件，分析了主力油層的水淹狀況、吸水狀況以及水驅控制狀況，認為主力油層動用狀況和水驅控制程度普遍較好，主力油層主體區(qū)動用狀況和水驅控制程度比主力油層上傾區(qū)好（圖3.6）。

1.3剩余油潛力評價運用歷史井網(wǎng)恢復等手段，結合沉積微相研究成果，描述了各小層不同時期水淹特征，明確了油水井的連通狀況以及見水的優(yōu)劣勢方向，評價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)、邊水內側的有注無采區(qū)、采油井間的死油區(qū)。

2.主力層改變液流方向技術對策研究

2.1主力層上傾區(qū)強化注水與儲層改造加強注采聯(lián)動由于主力層上傾區(qū)物性較差，水井欠注嚴重，油井低能使得儲量動用程度差。從Ⅴ151-2小層和Ⅴ181-2小層累計注采狀況可以看出，主力層上傾區(qū)中低滲透層的潛力仍較大。因此可通過對水井增注改造，油井壓裂引效的方法，提高動態(tài)注采連通率，進一步擴大注水波及體積，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行補孔完善靜態(tài)井網(wǎng)，提高儲量動用程度。由此可見，針對主力層上傾區(qū)治理對策有以下三個方面：（1）通過完善井網(wǎng)強化注入倍數(shù)等措施,提高主力油層上傾區(qū)儲量動用程度，調整主力油層上傾區(qū)注入倍數(shù)低的特點，采用細分注水、上調配注、完善補孔等方法，擴大注水波及體積。如利用過路水井雙8-14井完善補孔Ⅴ14.15.18小層，縮小井距，完善上傾區(qū)的注采井網(wǎng)，提高動態(tài)注采連通率，促進油井H8-145、7-145井見效，該井累計增注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，提高動態(tài)注采連通率，擴大注水波及體積。如Ⅴ141-2小層上傾區(qū)主要表現(xiàn)為水井欠注嚴重且注采井距大，油井多低能低產，采出程度低。通過對H10-195井、5-105井、新J9-1761井三口欠注水井實施增注，累計增注1.77萬方，油井見效增油155噸。（3）完善基礎注采井網(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，占總井數(shù)50%，水驅儲量損失50.9萬噸。從目前水井分注情況看，雖然有28個層實現(xiàn)了單層單段注水，仍有26個層段為多小層合為一段注水，層間干擾勢必會影響油田精細開發(fā)，精細注水難以實現(xiàn)。如J7-135井正常注水時分Ⅴ141-2/Ⅴ181/Ⅴ191.2二級三段注水，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，因大修難度大后關井。通過對套變井J7-135井大修后補孔細分Ⅴ14/Ⅴ15.19注水，累計增注1.95萬方，達到了提高注入倍數(shù)，進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，累計采出量大、水淹嚴重的高含水層段封堵；把累計注水PV數(shù)高，對應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，地質儲量86.83×104t，累計采油42.5×104t，剩余地質儲量44.33×104t。目前Ⅴ151小層生產井8口，主體區(qū)因高含水關井12口，注水井7口，主體區(qū)為控制無效注水關井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，由于長期強注強采，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Ⅴ151層開展抽稀井網(wǎng)試驗（圖4.2），強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)進一步提高采收率的技術途徑。

2.3主力層治理對策效果評價通過一系列綜合調整措施，雙河油田Ⅴ下層系開發(fā)趨勢明顯好轉，恢復水驅損失儲量82.58萬噸，累計增油0.1244萬噸，減少產水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個百分點，同期自然遞減減緩5.46個百分點，注采對應率和水驅控制程度提高，達到了改善開發(fā)效果的目的，同時取得了很好的經(jīng)濟效益和社會效益。

3.結論與認識

（1）運用歷史井網(wǎng)恢復等手段，結合沉積微相研究成果，描述了各小層不同時期水淹特征，明確了油水井的連通狀況以及見水的優(yōu)劣勢方向，評價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)、邊水內側的有注無采區(qū)、采油井間的死油區(qū)。（2）水驅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],關鍵是要搞清分層注采動用狀況,制定有效的分類治理對策，改善單元開發(fā)效果。（3）立項以來該項目完成了計劃規(guī)定的全部研究內容和技術經(jīng)濟指標。（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應用于開發(fā)調整實踐。（5）剩余油再富集潛力區(qū)評價，不同類型油藏剩余油潛力區(qū)大不相同，如何合理應用液流轉向技術指導開發(fā)調整是需要進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