文杰(中國石油吉林油田公司扶余采油廠地研所， 吉林 松原 138000)

雙注水井點(diǎn)技術(shù)在扶余油田的應(yīng)用

文杰(中國石油吉林油田公司扶余采油廠地研所， 吉林 松原 138000)

扶余油田目前已進(jìn)入特高含水開發(fā)期，采出程度達(dá)到25%，采收率只有30.9%，主力區(qū)塊注水區(qū)采出程度達(dá)30.4%，采收率只有35.7%，常規(guī)水驅(qū)區(qū)塊可采儲(chǔ)量采出程度85.2%，提高注水開發(fā)水平、深入挖掘注水潛力是注水開發(fā)區(qū)急需解決的難題。通過雙注水井點(diǎn)技術(shù)研究，指導(dǎo)扶余油田下步注水開發(fā)方向，增加注水調(diào)控新技術(shù)的儲(chǔ)備。

雙注水井點(diǎn)技術(shù);油田;研究

1 試驗(yàn)區(qū)概況

扶余油田西5-8區(qū)塊于1962年10月投入開發(fā)。至2012年10月區(qū)塊經(jīng)歷了三次大規(guī)模加密調(diào)整，1983～1994年為一次加密調(diào)整階段，1995～2004年為二次加密調(diào)整階段，2005～目前為三次加密調(diào)整階段。

西5-8精細(xì)水驅(qū)試驗(yàn)區(qū)于1962年10月以200米井距、正三角形基礎(chǔ)井網(wǎng)溶解氣驅(qū)方式全面投入開發(fā)，初期產(chǎn)量高，隨后產(chǎn)量開始下降，此階段的主要問題是地層壓力迅速下降，產(chǎn)量遞減；1973年開始注水開發(fā)階段，開發(fā)特點(diǎn)為產(chǎn)液量、注水量快速增長，地層壓力回升，此階段的主要問題是大批油水井套變，同時(shí)注水沿東西向裂逢推進(jìn)，造成油井暴性水淹，含水上升快，區(qū)塊開始出現(xiàn)大幅度降產(chǎn)；1995年開始為二次調(diào)整再穩(wěn)產(chǎn)階段，該階段主要問題為井況、井網(wǎng)、注水、地面系統(tǒng)等問題日益突出，導(dǎo)致含水上升加快，產(chǎn)量遞減加大；2005年-目前為三次調(diào)整階段，2005年-2007年產(chǎn)量上升，2008年產(chǎn)量又開始下降，主要由于綜合含水高，已進(jìn)入高含水開發(fā)階段，控油穩(wěn)水形勢(shì)嚴(yán)峻。

2 井網(wǎng)方式研究

扶余油田高點(diǎn)部位楊大城子油層均較發(fā)育，連同扶余油層可劃分出10個(gè)砂組，目前工藝細(xì)分技術(shù)能夠滿足6段分注，對(duì)于高點(diǎn)部位的水井現(xiàn)細(xì)分工藝技術(shù)很難細(xì)分到位。如X+9-9.2井，分5段注水，若按隔層厚度≥2米劃分注水層段，可以劃分成8段。西5-8試驗(yàn)區(qū)塊，調(diào)整前水井平均分注5.6段，按隔層厚度≥2米劃分層段，應(yīng)劃分成7.6段，利用1口注水井，無法細(xì)分到位。通過研究，采用雙水井點(diǎn)，分上下砂組注水進(jìn)行細(xì)分。5-8區(qū)塊調(diào)整后，平均每口井分成3.7段，兩水井合計(jì)7.4段，滿足了精細(xì)分層、精細(xì)控制的注水開發(fā)需求。

3 水井加密方式研究

200米井網(wǎng)與100米井網(wǎng)對(duì)比：一單向受效井多、多向受效井少；二地面井網(wǎng)完善地下井網(wǎng)不完善。如X+13-7.2水井，地面上看井網(wǎng)是完善的，從地下單砂體角度看，井網(wǎng)不是完善的，北側(cè)油井X+13-8.4、X13-7.4、X+13-7油井與水井X+13-7.2在單砂體上是不連通的，在東側(cè)加密新水井XS+13-5.2后，北側(cè)油井X13-7.4、X+13-7能夠受到南側(cè)水井的水驅(qū)控制，提高了儲(chǔ)量控制程度。

調(diào)整后井網(wǎng)，油井控制方向增加，統(tǒng)計(jì)38口可對(duì)比老井，調(diào)整前油井多以1-2個(gè)受效方向?yàn)橹?，調(diào)整后，1-2個(gè)受效方向油井?dāng)?shù)在減少，3-4個(gè)受效方向的油井?dāng)?shù)在增加，調(diào)整前后油井受效方向發(fā)生了顯著變化。落在單砂體上，效果更加明顯，單砂體由無注水控制到有注水控制，由原來以1-2個(gè)注水控制方向?yàn)橹?，現(xiàn)在主要以3-4注水控制方向?yàn)橹鳎瑑?chǔ)量控制程度增加。

4 效果評(píng)價(jià)

4.1 產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整方面評(píng)價(jià)

(1)單井產(chǎn)狀變化評(píng)價(jià)。38口老井，調(diào)整前產(chǎn)狀(201308)與調(diào)整后產(chǎn)狀(201509)對(duì)比，平均單井產(chǎn)液對(duì)比變化不明顯。分不同產(chǎn)液級(jí)對(duì)比，特點(diǎn)明顯：低產(chǎn)液級(jí)別井：單井產(chǎn)液主要以上升為主；中產(chǎn)液級(jí)別井：單井產(chǎn)液上升或小幅度下降；高產(chǎn)液級(jí)別井：單井產(chǎn)液主要以下降為主且幅度相對(duì)較大；散點(diǎn)圖反應(yīng)更清晰，產(chǎn)液高的井主要以下降為主，產(chǎn)液越高下降幅度相對(duì)越大。 產(chǎn)液越低下降井所占的比例越小，說明老水井控制注水后，限制了產(chǎn)液井的產(chǎn)出；增加注水方向后，原低產(chǎn)、受效差的單井受效明顯，液量上升。

(2)層間產(chǎn)狀結(jié)構(gòu)調(diào)整方面評(píng)價(jià)。統(tǒng)計(jì)2口可對(duì)比剖面井，調(diào)整前后產(chǎn)狀變化較大，平均日產(chǎn)液由21.1噸下降到13.5噸，平均日產(chǎn)油由0.56噸上升到0.88噸，綜合含水由97.2%下降到93.8%，無效水循環(huán)得到了較好的控制

統(tǒng)計(jì)13個(gè)可對(duì)比小層，調(diào)整前產(chǎn)液越高的小層，調(diào)整后產(chǎn)液下降幅度越大，10個(gè)產(chǎn)出小層中有9個(gè)調(diào)整后產(chǎn)液下降，達(dá)到90%；調(diào)整前有3個(gè)小層不產(chǎn)出層，調(diào)整后有2個(gè)產(chǎn)出，產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整非常明顯。綜合含水調(diào)整前后變化非常明顯，調(diào)整前10個(gè)產(chǎn)出小層，調(diào)整后有9個(gè)小層綜合含水下降，表現(xiàn)降液降含水，產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整明顯，無效水循環(huán)得到有效控制。

4.2 層間壓力結(jié)構(gòu)調(diào)整方面評(píng)價(jià)

2013年以來共測(cè)8口分測(cè)井，其中可對(duì)比井3口，反應(yīng)砂組間壓力有所調(diào)整。

(1)籠統(tǒng)壓力。與調(diào)整前對(duì)比，各層壓力均在下降，扶余的四個(gè)砂組間壓差越來越小，壓力在向合理的趨勢(shì)方向發(fā)展，尤其Ⅱ～Ⅳ砂組壓力值非常相近。

(2)可對(duì)比井壓力。可對(duì)比井資料反應(yīng)，砂組壓力有所調(diào)整。高壓井層壓力在下降，如Ⅰ、Ⅲ砂組，低壓井層壓力在上升，如Ⅱ、Ⅴ砂組。層間壓力在逐步縮小。

在8個(gè)中低壓井層中有6個(gè)井層壓力在上升，在6個(gè)高壓井層中有4個(gè)在下降，壓力結(jié)構(gòu)調(diào)整明顯。

4.3 注水波及體積評(píng)價(jià)

西+11-9.2井，2012年示蹤劑資料反應(yīng)，監(jiān)測(cè)5個(gè)層段，各注水層段平面見劑率多在60%以下，其中有3個(gè)層段見劑率在50%以下，注水波及體積不充分，水驅(qū)控制程度相對(duì)較低。

2015年8月22日在XS+13-7.1、XS+13-8.2水井開展水驅(qū)前緣監(jiān)測(cè)，結(jié)果反應(yīng)水驅(qū)波及體積在增大，監(jiān)測(cè)4個(gè)層段，有3個(gè)層段見效率在60%以上。