改善喇嘛甸油田特高含水期水驱开发效果

来源:用户上传      作者: 李春明 赵云飞

　　摘要:喇嘛甸油田进入特高含水期开发后,水驱低效无效循环矛盾日益突出,含水上升与产量递减控制难度较大。为了有效控制产量递减与含水上升速度,开展以细分注水、剩余油挖潜为注的采结构调整,有效的改善了水驱开发效果。
　　关键词:喇嘛甸油田 特高含水期水驱开发效果
　　1 特高含水期水驱开发特点
　　1.1水驱含水上升率、产量递减率下降,但控制难度仍然较大
　　进入特高含水期后,随着油田精细开发的不断深入,水驱不同层系自然递减率由最高的15～20%下降到目前的5～10%之间,水驱含水上升率由0.9～1.5下降到0.5～1.1之间。
　　1.2宏观动用程度高,剩余油挖潜难度较大
　　目前,水驱控制程度为98.6%。但是取心资料表明,层内剩余油仍然较多,主要分布在层内各沉积单元韵律段上部[1-2]。
　　1.3无效注采循环严重,扩大注水波及体积难度大
　　厚油层吸水状况表明:厚油层内主要吸水部位吸水砂岩比例由1985年前的60.57%下降到2009年的31.78%。不吸水部位的砂岩厚度比例则由2.33%上升到16.92%[3-4]。
　　2 精细注采结构调整方法
　　2.1 创新层内细分注水技术,控制无效注水量
　　结合动静资料、监测资料,将细分注水技术从层间发展到层内,实现注水量由厚油层内部的高渗透部位向低渗透部位转移,提高厚油层的动用程度。主要做法:一是对于层内无效循环严重的厚油层,如发育稳定结构界面,对结构界面以下的无效循环部位进行封堵,对上部吸水差部位加强注水;二是对于层内渗透率级差较大、吸水比例差异大且发育不稳定结构界面的厚油层,利用长胶筒封隔器进行封堵,但为防止层内纵向窜流,封隔器要封到结构界面以上0.5m处;三是对于复合韵律沉积的厚油层潜力层与高水淹层交错分布,在油层中部利用长胶筒封隔器实施层内细分,将一个厚油层变成两个注水层段,在层内进行周期注水。2009年,实施39口井,高渗透部位控制无效注水1127m3/d,低渗透部位增加有效注水1112m3/d。对比15口细分井周围33口油井,细分后日降液114t,日增油18t,综合含水下降0.62个百分点。
　　2.2 精细厚层油井压裂,努力挖潜层内潜力
　　根据油层发育、隔夹层发育及剩余油分布等状况,个性化设计压裂方式,提高厚油层动用程度。主要做法:一是对河道砂体沉积的正韵律厚油层应用长胶筒定位压裂方式;二是对于层内夹层不稳定的厚油层应用选择性压裂方式;三是对于发育规模较小的厚油层应用多裂缝压裂方式。2009年,实施64口井。措施后平均单井日增液48t,日增油5.5t,含水下降2.9个百分点。
　　2.3 精细厚层油井补孔,提高厚油层水驱控制程度
　　通过低产低效油井补孔进行井网互用,完善砂体注采关系,挖潜厚油层层内剩余油。主要做法:一是挖潜由于层内注采不完善,形成有采无注、有注无采、无采无注的剩余油;二是挖潜由于断层遮挡,井网控制不住的砂体所形成剩余油富集区;三是挖潜由于注采井距较大、部分注采不完善砂体或注采完善程度低砂体形成的滞留区型剩余油。2009年,实施32口井,措施后平均单井日增液33t,日增油5.8t,含水下降4.2个百分点。
　　2.4 精细厚层油井堵水,努力减少无效产液
　　利用精细地质研究成果,结合新钻井水淹层解释资料、井组注采状况,综合判断无效采出部位,采用长胶筒封堵,控制无效产液,实现产液结构调整由层间转移到层内。主要做法:一是对井组内发育稳定结构界面的厚油层,利用长胶筒直接封堵到结构界面部位;二是对发育不稳定结构界面的厚油层,适当增加封堵厚度;三是对厚油层内结构单元连通较好、无效循环严重的部位,利用长胶筒对油水井实施对应封堵。2009年,实施26口井,平均单井措施后日降液10t,日增油1.2t,含水下降3.56个百分点。
　　3 效果评价
　　3.1水驱产量递减及含水上升速度得到有效控制
　　2009年,水驱自然递减率和综合递减率为3.81%和2.51%,分别比2008年低1.03和5.95个百分点;年均含水94.48%,比2008年上升0.17个百分点。产量递减及含水上升速度得到有效控制。
　　3.2注采结构进一步优化
　　油井产液状况表明:综合含水低于90%的采油井产液比例提高0.52%,产液强度增加0.25t/d.m;综合含水大于96%的采油井产液比例下降0.03%,产液强度下降了0.24t/d.m。低含水井产液比例明显提高。分层注水状况表明:加强注水层段的注水强度上升0.24m3/d.m,控制注水层段的注水强度下降0.11m3/d.m。水驱注采结构得到进一步优化。
　　3.3无效注采得到有效控制
　　2009年,实施油水井调整1698井次,控制无效注水量243.86×104m3,控制无效产液量208.69×104t,无效注采得到了有效控制。
　　3.4地层压力保持相对稳定
　　2009年,加强高、低压井组的注水调整。对比水驱压力116口,总压差-0.26MPa,半年压差+0.20MPa,年压差-0.12MPa,地层压力在原始地层压力附近保持稳定。
　　4 结论
　　⑴进入特高含水期后,随着油田精细开发的不断深入,水驱含水上升率、产量递减率呈下降趋势。
　　⑵通过油水井综合调整,可有效优化水驱注采结构,提高剩余油的动用状况、挖潜各类油层潜力,减缓产量递减,达到有效控制水驱递减率的目的。
　　参考文献
　　[1] 黄伏生,赵伟等.喇嘛甸油田精细地质研究与应用.喇嘛甸油田特高含水期油田开发理论与实践(2003.05).
　　[2] 黄伏生,梁文福等.喇嘛甸油田特高含水期水驱综合调整技术研究.喇嘛甸油田特高含水期油田开发理论与实践(2003.05).
　　[3] 宋小花.自然递减影响因素分析及控制方法. 内江科技(2006.3).
　　[4] 刘树明.油藏高含水期原油生产递减合理性及影响因素探讨. 油气地质及采收率(2001.6).

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