油田主力层改变液流方向的策略范文

《中国石油和化工杂志》2015年第二期

1.主力层剩余油分布规律研究

1.1明确注采流线水驱开发阶段，注采流线的分布与剩余油的关系较密切，在边水影响很小的情况下，注采流线的分布是决定剩余油分布的主要因素[2]。结合历史井网演变过程，搞清注采流线分布与剩余油匹配关系。通过研究分析表明，剩余储量主要分布在主力油层井间分流区、压力平衡区、弱驱滞留区及边部未波及区（图3.2、图3.3、图3.4、图3.5），主流线方向剩余油饱和度低，需要采取有效的技术手段，在剩余油富集区与采油井间建立有效的驱动压差，促进剩余油的合理流动。

1.2水淹分布状况评价随着油田开发的不断深入，主力油层水淹的状况日益严重，开展水淹分布状况评价和剩余油分布研究已成为油田调整挖潜的重要技术。该项目以主力油层为研究对象，综合应用现场不同时期动静态资料及GPT绘图软件，分析了主力油层的水淹状况、吸水状况以及水驱控制状况，认为主力油层动用状况和水驱控制程度普遍较好，主力油层主体区动用状况和水驱控制程度比主力油层上倾区好（图3.6）。

1.3剩余油潜力评价运用历史井网恢复等手段，结合沉积微相研究成果，描述了各小层不同时期水淹特征，明确了油水井的连通状况以及见水的优劣势方向，评价出主力层剩余油潜力区。主力层采出程度高，主体区水淹较严重，剩余油主要富集于井网控制不住区域、射孔不完善区域、注水井间压力平衡区、边水内侧的有注无采区、采油井间的死油区。

2.主力层改变液流方向技术对策研究

2.1主力层上倾区强化注水与储层改造加强注采联动由于主力层上倾区物性较差，水井欠注严重，油井低能使得储量动用程度差。从Ⅴ151-2小层和Ⅴ181-2小层累计注采状况可以看出，主力层上倾区中低渗透层的潜力仍较大。因此可通过对水井增注改造，油井压裂引效的方法，提高动态注采连通率，进一步扩大注水波及体积，充分发挥中低渗透层的开发潜力。另外，主力层上倾区静态井网不完善，使得井网控制程度低，下一步可充分利用过路井进行补孔完善静态井网，提高储量动用程度。由此可见，针对主力层上倾区治理对策有以下三个方面：（1）通过完善井网强化注入倍数等措施,提高主力油层上倾区储量动用程度，调整主力油层上倾区注入倍数低的特点，采用细分注水、上调配注、完善补孔等方法，扩大注水波及体积。如利用过路水井双8-14井完善补孔Ⅴ14.15.18小层，缩小井距，完善上倾区的注采井网，提高动态注采连通率，促进油井H8-145、7-145井见效，该井累计增注1.59万方，油井见效增油185吨。（2）主力油层上倾区集中治理欠注井层，提高动态注采连通率，扩大注水波及体积。如Ⅴ141-2小层上倾区主要表现为水井欠注严重且注采井距大，油井多低能低产，采出程度低。通过对H10-195井、5-105井、新J9-1761井三口欠注水井实施增注，累计增注1.77万方，油井见效增油155吨。（3）完善基础注采井网，加大套变井区大修和更新治理力度。Ⅴ下层系共有水井24口，其中套管变形、管外窜、套漏等问题水井12口，占总井数50%，水驱储量损失50.9万吨。从目前水井分注情况看，虽然有28个层实现了单层单段注水，仍有26个层段为多小层合为一段注水，层间干扰势必会影响油田精细开发，精细注水难以实现。如J7-135井正常注水时分Ⅴ141-2/Ⅴ181/Ⅴ191.2二级三段注水，2012年3月25日酸化过程中，36臂测井发现套管多处变形，因大修难度大后关井。通过对套变井J7-135井大修后补孔细分Ⅴ14/Ⅴ15.19注水，累计增注1.95万方，达到了提高注入倍数，进一步提升油井出液能力的目的。

2.2主力层主体区井网抽稀改变液流方向抽稀井网（如图4.1所示），就是把位于注水优势方向，累计采出量大、水淹严重的高含水层段封堵；把累计注水PV数高，对应油井均高含水的注水井停注，通过抽稀井网，改变平面液流方向，改善主体区开发效果。Ⅴ下层系主力油层Ⅴ151小层含油面积2.94km2，地质储量86.83×104t，累计采油42.5×104t，剩余地质储量44.33×104t。目前Ⅴ151小层生产井8口，主体区因高含水关井12口，注水井7口，主体区为控制无效注水关井6口。该层属于Ⅴ下层系采出程度较高，出液较好的主力层之一，由于长期强注强采，使得开发效果逐年变差。目前该层平均注采井距275m，在目前现井网定势的流场下，液流方向难以改变，下一步可对Ⅴ151层开展抽稀井网试验（图4.2），强制改变主力层主体区液流方向，探索高含水高采出程度的主力层主体区进一步提高采收率的技术途径。

2.3主力层治理对策效果评价通过一系列综合调整措施，双河油田Ⅴ下层系开发趋势明显好转，恢复水驱损失储量82.58万吨，累计增油0.1244万吨，减少产水0.5283万方，控制无效注水3.0437万方、有效增注8.4828万方，自然递减仅7.08个百分点，同期自然递减减缓5.46个百分点，注采对应率和水驱控制程度提高，达到了改善开发效果的目的，同时取得了很好的经济效益和社会效益。

3.结论与认识

（1）运用历史井网恢复等手段，结合沉积微相研究成果，描述了各小层不同时期水淹特征，明确了油水井的连通状况以及见水的优劣势方向，评价出主力层剩余油潜力区。主力层采出程度高，主体区水淹较严重，剩余油主要富集于：井网控制不住区域、射孔不完善区域、注水井间压力平衡区、边水内侧的有注无采区、采油井间的死油区。（2）水驱油藏特高含水期主力油层主体区仍有很大提高采收率潜力[6],关键是要搞清分层注采动用状况,制定有效的分类治理对策，改善单元开发效果。（3）立项以来该项目完成了计划规定的全部研究内容和技术经济指标。（4）建议在油田开发后期，重视再富集型剩余油潜力的研究和挖潜工作，把井网抽稀改变液流方向技术应用于开发调整实践。（5）剩余油再富集潜力区评价，不同类型油藏剩余油潜力区大不相同，如何合理应用液流转向技术指导开发调整是需要进一步深入研究的重要问题。

作者：卢云霞汪婷刘博单位：中石化河南油田分公司第一采油厂