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1、论特高含水期注采系统完善的调整 【论文关键词】油田开发 注采系统 治理措施【论文摘要】提出完善注采系统与完善单砂体注采关系相结合的方法，对部分井区的注采系统进行调整。结果表明，完善单砂体注采关系是提高水驱控制程度和采油速度的有效措施，对异常高压层的不同成因采取不同的治理，可使沉没度上升，产油量增加，含水率下降，各层压力趋于平衡，有效控制产量自然递减率和套损速度。 油田开发进入高含水期后，各套井网间含水差距越来越小，注水低效、无效循环越来越严重，开发难度加大。为此，必须实施精细挖潜，通过注水井细分层注水、油井精细堵水、补孔等措施，既可控制区块含水率上升速度，又可完善低含水层的单砂体注采关系，提高
2、水驱控制程度。尤其套损严重的区块，完善注采系统十分必要。 1.存在问题 （1）高含水低产低效井数较多。油田开发即将进入特高含水期，三套井网间含水率差仅为7.51%，因此控制注水低效无效循环仍是一个严重的问题。 （2）套损隐患未完全消除。通过预测，有12口井已发生套损未被发现，其中油井10口，注水井2口。区块间和井网间地层压力分布不均衡是造成套管损坏的主要原因。 （3）大修井较多监测力度较小。部分注水井大修后，随着注水时间的延长，尤其是实施密封加固措施的注水井，密封加固段易发生漏水现象，对井区套管保护将产生不利影响。为了消除隐患，应加强大修井监测力度，重点以密封加固修井方式为主，包括大修后同位素
3、测试调查；大修后固井质量调查；大修后动管柱情况调查。 2.完善注采系统 2.1 实施注水井修井、增加水驱控制程度 某地区于某年实施二次加密调整，某年开始发生集中套损，为此加大注水井修井力度和井况调查力度。到2006年，完善注采系统57口井，其中大修39口，侧斜11口，更新7口，日恢复注水3 524 m3。新增注水井点18个，日增加注水量1 025 m3，使油水井数比由1.92：1下降到1.63：1，多向连通比例增加12.1%，水驱控制程度提高18.4%，产量递减得到有效控制，自然递减下降2.34%。尤其是二次加密井网，自然递减率由22.38%下降到15.53 %，下降6.85%，年套损井数下降
4、到5口。 2.2 实施钻投补充井、提高表外储层动用程度 A区经过二次加密调整后，薄差油层的动用状况有所改善，但是表外储层和部分因套损影响严重的油层动用不够理想。另外，二次加密注水井投注时兼顾老油井的供液，射开层位好于二次油井，因此在现有井网控制不住地区需要钻投补充新水井，最大程度地提高表外储层的动用程度，增加可采储量。同时治理无效、低效油井。2003年，在B行列地区钻投二次加密补充井5口，周围9口二次加密油井受效，日增油12t，含水率下降2.8%，平均单井日增油1.3t，自然递减率下降2.54%。 2.3 实施油井侧斜挖掘剩余油 套损最为严重的区块，加大侧斜井力度后，套损形势趋于稳定。某区块共
5、实施57口井，其中更新7口，侧斜11口，大修39口。区块注采系统相对完善。该区块位于构造的最高点，在注水开发过程中，因重力等作用，水沿相对的部位窜流，剩余油则富集于相对高的正向构造区。某年选定12口油井实施侧斜，优选关井前产量较高、套管损坏较早、处于构造高点、周围注水井近两年大修或侧斜的井区。投产初期日产液260t，日产油79t，综合含水率为69.6%，沉没度为424 m，截止目前，累计增油14.642104t。油井侧斜调整后，原来的高压层，得到平面协调，压力更加均衡，高压层可以转化成正常生产层。如果单纯通过控制注水，存在一定的隐患，如固井质量变差，易形成管外窜槽。而油井侧斜增加采出井点后，即
6、使固井质量变差也不会影响到油田开发。在老套损区，利用现有井网，应用油井侧斜技术完善注采系统，可提高水驱采收率。 2.4 完善单砂体注采关系 （1）以控制低效无效循环为主，兼顾套损防治，实施细分层注水。由于常规措施控制含水率的作用逐渐减弱，因此以细分层为主的注水井方案调整，控制注入水低效、无效循坏是高含水期控制含水上升速度的主要手段。某年共实施31口井，其中细分9口，测调14口，周期注水8口，控制无效注水17.684104m3，控制无效产液13.641104t，多产油1.235104t。 （2）以治理低效井为主，实施油井精细堵水、补孔挖潜技术。应用精细地质研究成果寻找剩余油潜力，进行综合措施挖潜
7、。对于层间矛盾突出，单层突进的低效油井实施堵水2口，控制无效产水1.825104t；对于局部注采相对完善断层附近易蹩压井区，选择剩余油富集的小层补射，实施油井补孔6口，日产油由12 t上升到47 t，综合含水率由79.3%下降到74.7%，沉没度由138 m上升到259 m。截止目前，已累计增油2.356104t。 2.5 控泄结合、以控为主 结合各层系井网的注采系统和单砂体注采关系的完善程度，分析异常高压层形成的地质因素和开发因素，对平面注采系统进行调整。非均衡注水造成的压力失衡包括有注无采和注大于采2种类型。统计某厂此类高压层层位分布零散，主要集中在萨5-16和萨组油层的上部。由于注水强度
8、过大导致异常高压的治理，应坚持“控泄结合”以“控”为主的原则。 （1）有注无采型。从油层平面相带图可以大致掌握各岩相单元分布的组合特点、渗流方向、油水运动规律及注水受效情况，在各方向异性的渗流场中找到压力较高的部位。W井1999年压裂时，发现套管在萨4变形，最小变径为110 mm。该井区萨4层以表内主体薄层砂沉积为主，非主体薄层砂以局部小片状分布于表外储层之间，并且有较大面积分布的尖灭区。W井区由于被断层和尖灭区遮挡，形成了相对独立的注水单元，相邻注水井W和R射开了坨状的表内主体薄层砂，而W油井未射孔。R井1994、1996年2次同位素资料反映该层绝对吸水量分别为23 m3和30 m3；R井1
9、997年吸水剖面反映萨4层绝对吸水量为30 m3，采出井点J井1996年已堵掉了萨11及下油层，该层处于有注无采的状态。利用一次加密和二次加密井的测井曲线，估算该井区萨4小层的总压差由调整前的2.25 MPa提高到1998年二次加密调整时的3.49 MPa，同时，该井区测压油井3口，平均总压差高达2.45 MPa，说明整个井区已处于高压状态。纵向上，相邻油层与萨4小层压力差异很大，上部萨3油层估算总压差为-1.09 MPa，下部萨5油层总压差为0.35 MPa，最高压差达到3.50 MPa。这样，平面的注采不协调导致萨4油层蹩压，纵向上形成较大的层间压差，最终促使其套变。为了防止W井区萨4层异
10、常高 压范围的继续扩大，对W和R注水井的萨4层实施了停注。 （2）注大于采型。2008年大修发现X井927.08 m处萨7层错断，变径79 mm。萨7层在该井区平面发育为主体薄层砂，南侧被变差砂体遮挡，北侧与片状河道砂相邻，基础井网和一次井网射开该层的注水井9口，而射开的采油井5口，其中5口注水井吸水资料反映（19951999年测试）萨7层的平均吸水量为10 m3，Z井同位素显示萨7自1995年至今一直不吸水，而邻井Z自19951999年该层段平均吸水10.0%，平均吸水量为10 m3，且Z井临近的3口二次加密井测井曲线均有微电极幅度差减小，自然电位幅度值降低等异常高压反映。3口井萨7总压差平
11、均为4.23 MPa，说明萨7层在该井区已成为异常高压层，导致Z井在该层套变。目前，Z井已关井，Z井萨5-9层段停注。 3.结束语 采取加密补充、大修、更新、侧斜和井别转换，以细分层注水、精细堵水、补孔等相结合的方法完善单砂体注采关系，可有效挖掘剩余油潜力，实现油田的可持续发展；油井采取转注、补孔、补钻新井和套损井大修手段，完善单砂体注采关系，可提高水驱控制程度，有效控制产量自然递减率、综合含水上升率和套损速度。并结合加密调整射孔方案的编制，对油井的异常高压层段进行射孔泄压，有目的地调整注采关系，控制异常高压。对单砂体有注无采引起的油井异常高压在找准层的情况下采取压裂或补孔等措施。 参考文献： 巢华庆.大庆油田开发与认识M.北京：石油工业出版社，1996. 毕业论文酷 www.lwkoo.c