高含水油田無效循環治理潛力分析及節能治理方法

張艷春（大慶油田有限責任公司第六采油廠）

高含水油田經過多年的注水開發，隨著注采規模的逐年加大，無效循環注采逐年加劇，厚油層內存在嚴重的無效、低效循環，優勢通道的孔滲參數發生變化，非均質特征進一步加大，導致注入段無效循環嚴重，采出端采收率低，開發效果受到影響。以某高含水油田為例，目前無效循環厚度比例為15.3%，無效注采量占總注采量的21.7%以上，按2020年注水產液計算，日無效注水達到7.2×104m3，日無效產液達6.6×104t，由此導致注采兩端耗電始終居高不下。2020年注水電力消耗8211×104kWh，機采電量消耗9213×104kWh，分別占油田總耗電量的33.59%、37.69%。

通過典型區塊的精細地質解剖，研究無效循環場的精細識別方法，確定無效循環分布特征。通過不同點壩砂體組合模式條件下油水井封堵方法、產液強度、壓力等研究，開展綜合治理，堅持控水與挖潛相結合能有效實現源頭的節能降耗[1-2]。

1 無效循環治理潛力分析

高含水油田實現厚油層控制無效循環，減少無效注水，增加有效采出，主要存在以下幾方面問題。

1）水驅含水差異大，產液結構需進一步優化。以某高含水區塊為例，水驅含水差異大，從小于60%到大于95%均有分布，導致各不同含水層級間產液、產油差異加大。尤其是含水大于95%的井有167口，占總開井數的38.1%，日產油占32.6%，但日產液占53.3%，產量結構需進一步優化，某高含水油田水驅油井含水分級狀況見表1。

表1 某高含水油田水驅油井含水分級狀況

2）厚油層層內動用不均衡，挖潛與控水潛力較大。某上返區塊2m以上厚油層不同韻律部位水淹統計結果（表2）表明：韻律段上部未水淹厚度比例為29.72%，低水淹厚度比例為42.37%，采出程度為24.63%，而高、特高水淹比例為3.84%，采出程度為50.1%；韻律段下部低水淹比例為3.76%，采出程度為24.18%，高水淹厚度比例為40.36%，采出程度為50.44%，韻律段上部的采出程度比下部低29.17個百分點。

表2 不同韻律部位水淹統計結果

歷年厚油層內吸水狀況變化見表3，該區塊厚油層內主要吸水部位吸水砂巖比例由1985年的60.57%到2006年的32.40%，2020年下降到29.64%。不吸水部位的厚度比例則由1985年的2.33%到2006年的16.75%，2020年上升到17.23%。表明厚油層內注入矛盾突出。因此，厚油層內控水與挖潛是調整的主要方向。

表3 歷年厚油層內吸水狀況變化（有效厚度≥2m）

3）薄差層層間動用差異大，層間調整仍有余地。某上返區塊高臺子油層水淹狀況見表4，有效厚度小于0.5m的自然層，水淹解釋為一個級別的厚度比例較大，占總厚度的97.0%，且以低、未水淹為主，占總厚度的80.5%；有效厚度大于1.0m的自然層，水淹解釋為兩個級別的厚度比例較大，占總厚度的50.3%，且以中、高水淹為主，占總厚度的42.3%。不同厚度級別油層，層間動用差異大。

表4 某上返區塊高臺子油層水淹狀況

根據3口密閉取心井高臺子油層水狀況見表5，高臺子油層水洗層以中水洗為主，厚度比例為32.34%，驅油效率為44.07%。但是，還有42.77%的油層為低、未水洗，是水驅調整的主要對象。

表5 密閉取心井高臺子油層水洗狀況

4）平面壓力分布不均衡，注采系統調整仍具有潛力。壓力分級見表6，平面壓力不均衡，以一、二次加密井尤為突出。其中一次加密井高、低壓井點比例分別達到了22.73%和54.55%；二次加密井低壓井點比例達到了63.64%。因此，一、二次加密井的高、低壓井組的平面調整仍有較大潛力，是整個注水系統壓力治理的重點。

表6 壓力分級

2 無效循環節能治理的對策及效果

針對無效注采循環嚴重的矛盾，開展以“控制無效注采循環、提高有效注入”為調整原則，綜合調整為基礎，挖控結合為手段的節能降耗工作。

2.1 創新調剖封堵技術治理無效循環

1）井區規模化封堵試驗。通過試驗研究不同點壩砂體組合模式條件下油、水井對應封堵方法，達到控制無效產出、提高有效注入的目的。優選出對應封堵油、水井各15口，年控制無效注入10×104m3，控制無效采出8×104t。同時以河流相沉積的二類油層為試驗區，開展深度調剖試驗。受油層非均質性影響，二類油層的平面、層間、層內矛盾更突出，采取深度調剖以減緩三大矛盾，改善開發效果[3-5]。實施注水井深度調剖6口，周圍采出井31口，中心井6口，年控制無效注入5×104m3，控制無效采出12×104t。

2）“二三結合”試驗區油水井封堵。通過井網加密縮小井距和現井網補孔縮小井距，利用現井網補孔完善結構單元注采關系做法改變液流方向。將封堵原水驅井網中射開薩Ⅲ4-10油層的基礎井網井和其它井的薩Ⅲ4-10油層。優選出水井32口，油井46口進行對應層系封堵。對應封堵后，含水下降1.8個百分點，累計年控制無效注入10.3×104m3，控制無效采出11.2×104t。

2.2 通過綜合調整控制無效注水

1）注水井平面調整。針對油層間平面動用差異較大的矛盾，以動用差異大層為重點，以井組為單元，以注采平衡為原則，逐層分析各沉積單元注采關系，加強低壓井組、低含水層段注水量，控制高壓、高含水井組注水量[6]。實施注水井平面調整方案63口井，年控制無效注入29×104m3。

2）注水井細分。針對油層間縱向動用差異較大的問題，在合理細分組合注水層段同時，加大層內細分注水調整。通過對油層性質好、注水倍數高的高水淹部位控注，加強對注水倍數低、動用較差油層有效注水，達到擴大注水波及體積，提高動用差部位驅油效率目的。細分調整方案9口井，年控制無效注入4×104m3，控制無效產出1×104m3。

3）注水井周期注水。在一次加密井及聚驅井綜合含水較高、地層壓力較高的區塊開展全井周期注水，通過數值模擬及油藏參數運算，確定半周期為30天，執行2個周期[7-9]。周期停注層段在恢復注水時根據周圍采油井的動態變化適當進行水量調整。實施48口井，年控制無效注入22×104m3，控制無效產出8×104m3。

2.3 以挖控結合控制無效產出

1）采油井堵水。針對河道砂厚油層內高滲透部位及油井厚油層發育層數多，多段高含水的情況，以厚油層內精細解剖技術為指導，采取層內與層間封堵相結合方法[10]。油井堵水33口，年控制無效注入28×104m3。

2）采油井壓裂、補孔措施。對于厚油層內變差部位與薄差油層剩余油可通過選擇性壓裂與多裂縫壓裂方法改善連通狀況挖潛。對于結構單元注采不完善部位剩余油可通過代用井補孔方法完善注采關系挖潛。

通過上述精細的綜合調整工作，年控制無效注水量80.6×104m3，控制無效產液量68.7×104t，增油2.242×104t，實現年節電877×104kWh。

3 結論及認識

1）通過注水端結構綜合調整，實施多種控水調整技術，可以達到治理無效注入和無效采出的目的，是油田實現低成本節能開發的重要手段。

2）周期注水可以有效地緩解層間矛盾，提高油層動用程度。在保證充足的地層能量的前提下，水量波動幅度越大，能夠有效增大波及體積，提高驅油效率，取得的效果越好。

3）通過無效循環治理，可實現控制無效注水量80.6×104m3，控制無效產液量68.7×104t。