S開發區特高含水開采階段降本增效的主要做法及效果分析

米冬玲 袁媛（大慶油田有限責任公司第三采油廠）

油田特高含水開采階段降本增效可以從油藏工程、采油工程和地面工程等方面開展工作，筆者僅通過精細注入井方案調整，三次采油區塊實施深度調剖，開展周期注水等油藏工程方面工作[1]，水驅以“控遞減、控含水、提效益”、三次采油以“降成本、提效率”為主線，在確保完成產量任務、保證開發效果的前提下，突出產量效益，突出降本增效。

1 開發效益狀況分析

S開發區綜合含水接近95%。其中水驅含水95.07%，層系間含水接近，結構調整余地小，措施選井選層難度大、層系井網調整潛力小，“控含水、控遞減”難度逐漸加大；聚驅全面處于注聚后期和后續水驅階段，后續水驅區塊液量高、含水高、低效無效循環嚴重；弱堿三元復合驅推廣規模不斷擴大，開發效益壓力進一步增大。按照單井效益普查結果，2017年底開發區低效益井669口，平均單井日產液17.1 t，日產油0.4 t，綜合含水97.6%，井數比例達到13.3%，產量比例為1.9%，其中日產油0.5 t以下井數比例71.2%，含水95%以上井數比例為83.9%，呈現出產油量低、含水高的特點。

2 降本增效的主要做法及效果

S開發區以“注好、注夠、精準、有效”注入為基本原則，在儲層精準描述研究的基礎上，識別出滲流優勢通道[2]，優化出調控方式，實現降本增效。針對低產高滲透高含水的低效無效層，采取停控、調剖及堵水措施，控制低效無效注采；針對高壓高滲透高含水的低效無效層，采取周期注水措施，控制低效無效循環。

2.1 深化地質研究，識別優勢通道

S開發區以多學科精細油藏研究成果為指導，在區塊精細數值模擬的基礎上，采用“累積概率統計法”，分析不同滲透率、不同含水率注采單元內流量累積概率與井層累積概率分布關系，優選日注水量、注水強度、油井含水、井間滲透率等4個參數建立優勢滲流通道識別技術界限，同時基于滲流力學解析解，通過相滲曲線、油水黏度比、累注水量等，計算分層注采單元流管內飽和度的分布，實現井組間低效無效循環可視化輸出（圖1），從而指導區塊控水控液工作。通過優勢滲流通道界限判定結合井組間可視化篩查，S開發區共識別出存在滲流優勢通道的井有1 022口，無效循環層1 660個，比例達到8.64%。

圖1 滲流優勢通道識別技術流程

2.2 優化方案調整，控制低效注入

全區實施注水井方案調整1 113口井，累積控制無效注水108.41×104m3，控制無效產液35.72×104t。其中，水驅實施高含水層控注151口井，日注入量減少2 471 m3，周圍448口采油井日增油28.3 t，累計控制無效注水43.16×104m3，周圍采油井控制無效產液9.87×104t，增油0.25×104t；三次采油針對部分井區含水回升快及三高井區，控制高滲透、高水淹、高含水層注入，提高聚合物利用率，優化方案962口，日注入量減少5 204 m3，累計控制無效注水65.25×104m3，節約聚合物干粉511 t，周圍1 317口采油井實現控制無效產液25.85×104t。

2.3 優化調剖注入參數，提高化學劑利用率

實施深度調剖過程中控制注入壓力，實現封堵高滲層[3]，調剖后降低注入濃度，動用中低滲透層，2018年三次采油區塊實施深度調剖23口。注入壓力由9.8 MPa上升到11.5 MPa，上升了1.7 MPa，上升幅度17.4%，視吸入指數由6.06 m3/d·MPa下降到4.94 m3/d·MPa，下降幅度18.5%；調剖周圍28口采油井，單井日產油較全區多增1.3 t，綜合含水較全區多下降了1.8個百分點，調剖全過程控制無效注水1.63×104m3，節約聚合物干粉41 t，周圍采油井實現控制無效產液0.57×104t。

2.4 優化停注聚方式，提高聚驅效率

在注聚末期區塊，采取“停層不停井、停井不停站、停站不停區”方式，優化停注聚。針對部分井區含水回升快、高滲透層水淹高、含水高的特點，停注高水淹、高吸入的高滲透層，降低全井注入濃度，加強低水淹、吸入狀況差的中低滲透層注入強度，共實施“停層不停井”24口井，實施后日注入量控制275 m3。針對周圍采油井綜合含水96%以上集中成片分布，單位厚度累計增油、采聚濃度、聚合物用量高于全區平均水平，聚驅效果顯著的井區，實施全井停注聚102口，日注入量減少540 m3。優化停注聚控制低效無效注水15.57×104m3，周圍采油井實現控制無效產液2.62×104t，節約聚合物干粉526 t。

2.5 實施分層配產，控制無效產出

根據滲流力學理論[4]，推導出堵水層產液量、接替層產液量、堵后油井含水和堵后油井產油量理論公式，從而建立了堵水后效果預測模型。

堵水層產液量：

接替層產液量：

堵后含水：

堵后油井產油量：

式中：q′2n——措施后第n個措施層產量，t/d；

q2n——措施前第n個措施層產量，t/d；

J′2n——措施后第 n個措施層采油指數，t/d·MPa；

J2n——措施前第n個措施層采油指數，t/d·MPa；

ΔP′2n——措施后第 n個措施層生產壓差，MPa；

ΔP2n——措施前第n個措施層生產壓差，MPa；

λ2n——第n個措施層啟動壓力梯度，MPa/m；

Re——供給半徑，m；

q′1m——措施后第m個非措施層產量，t/d；

k1m——非措施層中各點水平滲透率，μm2；

h1m——非措施層中各點有效厚度，m；

ΔP′1m——措施后第m個非措施層壓差，MPa；

λ1m——措施后第m個非措施層啟動壓力梯度，MPa/m；

B——原油體積系數；

μ——原油黏度，Pa·s；

Rw——油井半徑，m；

S——表皮系數；

f′w——堵后含水；

fw2n——措施前第n個措施層含水；

f′w1m——措施后第m個非措施層含水；

q′o—堵后油井產油量，t/d。

應用堵水后效果預測模型，優選堵水井層，實現堵水不降油。實施分層配產7口井，平均單井日增油0.5 t，含水下降1.2個百分點，累積控制無效產液 2.24×104t。

2.6 優化周期注水方式和停注周期，控制低效無效循環

應用數值模擬技術，優化周期注水方式和合理停注周期[5]（圖2），實施周期注水304口井，累積控制無效注水121.61×104m3，控制無效產液17.48×104t。其中水驅針對多層高含水、低效無效循環嚴重井區，采取全井停注（停注30天，開井30天）的周期注水方式；針對水井注水壓力低、層間干擾嚴重、薄差油層通過細分調整及措施改造都難以達到注水方案要求的問題，采取停層不停井（高滲層停注30天，注水30天，低滲層不停注）的周期注水方式。實施周期注水174口井，累積控制無效注水103.91×104m3，控制無效產液14.28×104t。三次采油后續水驅區塊針對含水已高達97.5%的井區，采取全井停注的周期注水方式，實施周期注水130井次，控制無效注水17.7×104m3，周圍155口采油井調后綜合含水下降0.13個百分點，日產油基本穩定，控制無效產液3.2×104t。

圖2 周期注水數模成果曲線（6注18采）

3 結論

通過牢固樹立經營油藏理念，綜合應用精細油藏描述成果和動態數據資料，明確高含水特征，找準優勢滲流通道，實施“三類調整”——優化調整、摸索調整、深化調整，充分挖掘效益潛力，控制低效無效循環。S開發區全年節約注水247.22×104m3，節約聚合物干粉1 078 t，少產液58.63×104t，節約成本3 000萬元，實現了降本增效的目的。