肖微（大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠第五油礦工藝隊(duì)，黑龍江 大慶 163458）

薩中油田南一區(qū)水驅(qū)精細(xì)注采比方法研究

肖微（大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠第五油礦工藝隊(duì)，黑龍江 大慶 163458）

薩中油田南一區(qū)水驅(qū)經(jīng)過50多年開發(fā)侯，受套損影響，近32%的油水井出現(xiàn)井況問題，有采無注井比例達(dá)到了17.8%，如何在套損的影響下探索出高含水期水驅(qū)控制產(chǎn)量遞減和含水上升的有效方法已成為我們開發(fā)管理的主攻課題。為此，2015年應(yīng)用了精細(xì)注采比方法，實(shí)施了水驅(qū)精細(xì)挖潛，取得了水驅(qū)超產(chǎn)、“遞減、含水”得到雙控、套損區(qū)保持穩(wěn)定的較好效果，為高含水期水驅(qū)精細(xì)挖潛和高效開發(fā)探索了有效途徑。

注采比；遞減；含水

1 基本情況

南一區(qū)水驅(qū)1962年投入開發(fā)，含油面積12.6平方公里，地質(zhì)儲量1.26億噸，共有油水井939口，開井642口，其中采油井開井492口，注水井開井150口，縱向上水驅(qū)的射孔井段較多，平面上分為五套開發(fā)井網(wǎng)（基礎(chǔ)、一次加密、二次加密、三次加密、高臺子），連通關(guān)系復(fù)雜，層間干擾加劇，高含水井層逐年增多，控制含水上升速度控制難度加大。水驅(qū)采出程度48.07%，綜合含水91.93%，面臨的主要問題有以下四方面：

1.1 套損關(guān)井井?dāng)?shù)多

近三年水驅(qū)新出現(xiàn)井況異常井90口，年累計(jì)影響產(chǎn)油2.1萬噸，且水驅(qū)正常生產(chǎn)的油水井有近78%以上的井處在套損區(qū)，全礦有采無注井達(dá)到105口，占水驅(qū)的22.7%，這些井嚴(yán)重影響了區(qū)塊的注采對應(yīng)關(guān)系及區(qū)塊的開發(fā)效果。

1.2 低沉沒度井比例大

水驅(qū)沉沒度平均182m，其中沉沒度低于正常100m的井226口，占水驅(qū)開井井?dāng)?shù)的45.9%，需要我們要深刻認(rèn)識小層間注采關(guān)系，做大量的綜合調(diào)整挖潛工作。

1.3 注水井單段層數(shù)多，層間干擾大

從水驅(qū)分注層段來看，5段及以下分層注水井70口，占分層井的32%，其中分注層段三段及以下的注水井有39口，分注層段劃分較粗，存在細(xì)分潛力，從吸水剖面顯示結(jié)果來看，單層突進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重。

1.4 油層動用程度低

從水驅(qū)吸水剖面資料顯示來看，吸水層數(shù)比例達(dá)到69.1%，砂巖吸水厚度比例為70.1%，按照公司提出的三年內(nèi)三次及以上吸水厚度比例達(dá)到80%的目標(biāo)還有差距。

2 精細(xì)注采比方法研究

依托引入地層系數(shù)的精細(xì)注采比的計(jì)算方法，針對層間、井間動用差異，深入了解層段間、井組間、區(qū)塊間的注采關(guān)系，落實(shí)開發(fā)調(diào)整的潛力，制定挖潛對策。

2.1 精細(xì)注采比方法研究

油田常用的劈分連通井?dāng)?shù)法和劈分射孔對應(yīng)率計(jì)算注采比方法只能從宏觀上計(jì)算注采量，引入了地層系數(shù)計(jì)算注采比的方法更符合實(shí)際。即將一組油水井共射層的地層系數(shù)相加后平均，即得出該組連通油水井的地層系數(shù)，通過確定連通油水井共射層，將連通油水井之間的小層數(shù)據(jù)進(jìn)行智能對比，確定每口井與中心井的共射層關(guān)系，再確定連通油水井共射層連通地層系數(shù)，通過計(jì)算得出連通井的劈分系數(shù)，結(jié)合井史生產(chǎn)數(shù)據(jù)，得到劈分生產(chǎn)數(shù)據(jù)，再根據(jù)計(jì)算關(guān)系，得出小層間準(zhǔn)確的注采比。

2.2 結(jié)合細(xì)分技術(shù)，提高油層動用程度

按照“77838”注水井細(xì)分管理標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)合注采比計(jì)算軟件，認(rèn)真分析細(xì)分后還存在由于隔層限制導(dǎo)致的單層突進(jìn)、油層底部無法動用、層段吸水能力較差、周圍采油井含水上升四方面問題，在細(xì)分的基礎(chǔ)上，突出“四個(gè)結(jié)合”，即細(xì)分與淺部調(diào)剖相結(jié)合，細(xì)分與雙定雙換相結(jié)合，細(xì)分與措施改造相結(jié)合，細(xì)分與周期注水相結(jié)合。2015年，共實(shí)施細(xì)分調(diào)整57口，占水驅(qū)注水井?dāng)?shù)37.1%，從細(xì)分后的19口注水井吸水剖面資料統(tǒng)計(jì)結(jié)果看，細(xì)分后的油層動用程度比例達(dá)到78.3%，與細(xì)分前相比提高了11.2個(gè)百分點(diǎn)，一次吸水比例達(dá)到了90.9%，周圍連通的207口未措施采油井平均單井日增油0.68噸，含水下降0.62個(gè)百分點(diǎn)。

2.3 結(jié)合提壓注水，改善油層動用狀況

水驅(qū)處于套損敏感區(qū)域，套損導(dǎo)致注采系不完善，地層壓力水平偏低，影響區(qū)塊開發(fā)效果。針對這一問題，在治理低壓問題時(shí)，我們避開套損集中區(qū)域、避開套損敏感區(qū)域，依托注采比計(jì)算軟件，對有壓力空間的井，實(shí)施提壓注水。按照“限制好層、動用差層、完成水量、壓力上升、控制套損”為思路進(jìn)行調(diào)整。2015年，共實(shí)施提壓注水95口，對提水層段執(zhí)行上限測試標(biāo)準(zhǔn)，對控水層段按下限執(zhí)行，真正達(dá)到層段水量調(diào)整的目的。重新確定高滲透層放開停注層26段，注水強(qiáng)度3.24m3/d.m；停注5段，控制注水強(qiáng)度8.47m3/d.m，調(diào)整后及時(shí)檢配，調(diào)整方案25口，其中全井水量下調(diào)17口，水量下調(diào)485m3；層段間水量調(diào)整，但全井水量保持不變8，對比調(diào)整較早的62口井，注水壓力由9.47MPa上升到10.45Mpa，日注水量由9448 m3上升到了10725 m3，周圍連通189口采油井，調(diào)整后日產(chǎn)液12065增加到12681，日產(chǎn)油由958t上升到987t，含水由92.06%上升到92.22%，沉沒度由217m上升到235m。調(diào)整井區(qū)沒有出現(xiàn)新的井況問題井。

3 效果分析

3.1 圓滿的完成了各項(xiàng)開發(fā)指標(biāo)

2015年實(shí)現(xiàn)了水驅(qū)原油產(chǎn)量超產(chǎn)2000噸、含水不升、遞減受控的目標(biāo)。

3.2 動用程度得到提高

砂巖吸水厚度比例提高1.26個(gè)百分點(diǎn)，薄差油層吸水比例提高3.4個(gè)百分點(diǎn)。

3.3 地層壓力保持穩(wěn)定

對比40口井，平均地層壓力8.5MPa，總壓差-1.97MPa，壓力上升0.11Mpa。