吉林油田精细化注水技术研究 2018工人技术等级报名

　　摘 要：针对吉林油田乾安采油厂含水上升快、稳产难度大的问题，近年来，通过开展水驱规律研究、注水政策制定、注水方案精细调控等一系列研究工作，改善了平面、层间、层内三大矛盾突出的状况，同时加强方案落实及后续跟踪评价工作，在一定程度上夯实了油田稳产基础。
　　关键词：注水政策 水驱规律 精细调控 方案落实 油田稳产
　　
　　乾安采油厂近几年大部分区块处在中高含水阶段，含水上升快、稳产难度大。以控制含水上升、减缓递减为目的的精细化注水工作，成为开发工作的重点。
　　乾安地区的有效注水工作主要从水驱规律研究、注水政策制定、方案优化、方案落实、方案后期评价五个方面开展。
　　一、深化水驱规律研究
　　水驱规律的研究工作是做好精细有效注水工作的基础，主要在注采关系评价工作的基础上开展研究。
　　（一）开展注采关系评价
　　开展水驱规律研究的基础是认识井组的注采关系。首先利用油藏描述资料、井史资料、监测资料，确定井组注采关系。
　　油藏描述资料是通过对砂体发育状况的评价认识井组静态连通关系，在静态连通关系认识的基础上，进一步利用各种资料，评价所有井组的注采对应关系，主要有四种方法，一是利用注水井注水量调整后对应油井动态变化认识注采关系，二是利用采油井采取堵水、调参等改变产出的措施后，对应水井及油井的动态变化来认识注采关系，三是利用井网调整过程中取芯资料、测井资料、新老井产能差异、新老井干扰程度来认识注采关系，四是利用监测资料来认识注采关系，其中示踪剂监测及水驱前缘测试资料能够精细研究注采对应性，并且反映的是相对量化的结果，其它监测资料也能辅助分析注采对应程度。
　　（二）剖析实质，深入研究水驱规律
　　在注采关系认识的基础上，从人工裂缝、沉积微相、砂体发育对水驱规律的影响及实质剖析，总结了油井见效的动态特征及见水后的变化规律。
　　1.人工裂缝方向见效快，是水驱主要优势方向
　　通过对采区内动静态资料的统计，认为人工裂缝是影响水驱方向的主要因素。
　　例如大情字油田投产时采用人工压裂，裂缝监测资料显示以北东向垂直裂缝为主，具有不对称性，缝长基本上在100米以内，与井网的匹配性较好。由于裂缝与砂体走向重合，在一定程度上加剧了注水锥进。
　　为了准确评价裂缝方向水驱推进快的原因，把注入水从注水井到油井采出的过程分成了三个阶段，即水井压裂裂缝影响段，无裂缝影响段，油井压裂裂缝影响段。由于有裂缝的渗透率远远大于无裂缝影响段的渗透率，因此影响见水见效时间的主要因素就是无裂缝影响段。通过对不同井网无裂缝影响段的分析发现，人工裂缝方向无裂缝影响段的长度比其他方向井距要小的多，这是人工裂缝方向是水驱优势方向的主要原因。
　　2.有利砂体相带展布方向是水驱的又一优势方向
　　乾安地区属湖相三角洲沉积，主要发育水下分流河道、河口坝相带，储层物性好，是注水见效的主要相带，水下分流河道相带内。
　　统计黑79区块开发过程中含水变化，水下分流河道砂体方向含水上升54.2%，其它方向含水上升26.1%，主要是砂体相带控制渗透率变化，进而表现出水驱的优势方向。
　　3.见效后油井动态变化规律
　　通过对历年油井见效后动态变化分析，把油井见效类型分成了四种类型，即产量稳升型、突变型、含水波动型、递减减缓型。产量稳升型动态上表现为产油稳定上升，含水稳定或下降，主要分布在油井排，这些井均值性好，一般处在物性好的部位；突变型动态上表现为产液量突升，含水在短时间内大幅度上升，这些井主要分布在水井的北东方向，主要是受裂缝等大孔道的影响；波动型动态上表现出产量上升，含水波动上升，递减减缓型动态上表现为产量不升，但递减减缓，以基质见效为主。通过对见效井动态变化规律及实质的剖析，为我们开展前瞻性注采调控工作奠定了基础。
　　4.见水后油井动态变化规律
　　统计历年含水上升井，主要有两种类型，突升型和相对缓升型，都表现出含水上升、产油量下降、产水量上升、但产液量不能有效提升的特点。这是低渗透油田的相渗规律决定的，通过对相渗曲线研究发现，乾安采区的油井随着含水饱和度的增加，油相渗透率大幅度下降，水相渗透率略有上升，导致产液量不能有效提升。
　　5.注入水与地层水配伍性差，导致油层结垢
　　注入水与地层水混合，在地层温度下钙离子浓度减少，水中出现碳酸盐沉淀物。
　　二、制定合理注水政策
　　（一）确定注入压力范围
　　乾安地区裂缝发育，利用最小破裂压力梯度计算油层破裂压力。最大注入压力要小于破裂压力，井口最大注入压力计算公式：
　　Pfmax=Pf-ΔPi+PtL+Pmc-(H*Dw)/100
　　式中：Pfmax――井口最大注入压力
　　Pf――油层破裂压力
　　ΔPi――保险压差（1.6MPa）
　　PtL――摩阻损失
　　Pmc――水嘴压力损失（摩阻损失+水嘴压力损失=1MPa）
　　H――油层顶部（中部）深度
　　Dw――水的密度（取1g/cm3）
　　根据区块油井压裂资料计算最大注入压力为18MPa。
　　（二）确定合理压力恢复速度
　　根据产状与压力恢复速度关系曲线，研究确定不同的压力保持水平下地层压力恢复速度。目前地层压力保持水平小于原始地层压力50%，地层压力恢复速度确定为1-1.5MPa/y；地层压力保持水平大于原始地层压力的50%，小于原始地层压力的80%，地层压力恢复速度确定为0.5-1.0MPa/y；地层压力保持水平大于原始地层压力80%，地层压力恢复速度确定为0-0.5MPa/y。
　　（三）确定合理注采比
　　确定合理注采比有两种方法：
　　方法一：通过对区块每个井组注水效果的综合评价，找出井组在保持产量稳升、含水相对稳定时期的注采比，采取加权平均法计算，确定区块合理注采比。
　　方法二：分析开发较早的油田或区块历年开发指标，即对注采比与产量、递减、含水上升率和压力关系进行分析，确定该区块不同阶段合理注采比，进而指导其他类似区块合理注采比的确定。
　　（四）明确调控方向
　　1.不同开发阶段调控重点不同
　　低含水开发阶段，注水调控方向主要是在促进见效的同时减缓见效优势方向井含水上升速度。中低含水开发阶段，采取非均衡注水，目的是扩大水驱波及体积。中高含水开发阶段，开展精细注水、调剖、周期注水、分层定量配水等多种方式结合，提高区块采收率。
　　2.不同开发矛盾，调控方向不同
　　边水活跃油藏（黑47、黑56、花17）能量充足，控制水线推进速度是防止油水边界油井含水上升为主要目的，需要采取油井控制流压生产，并结合温和的注水方式，来解决边水突进的开发矛盾。
　　各方向含水均上升的油藏（黑46、黑79），一般砂体发育好，见效见水速度快，采取适当控制采油速度，提高非主力油藏的注采比。针对主要见水见效层位，采取减缓采油速度。如果水淹现象明显，需适当控制注采比。
　　注水不见效、亏空严重的区块（让11、黑166），采取加大注采比的开采方式。
　　三、精细优化方案，改善开发效果
　　在开展深入分析的基础上，以合理注采比、地层压力恢复速度及下步调控方向为重点，评价并完善了全厂各区块注水政策,在注水政策的知道下精细优化注水方案。
　　（一）确定调控原则及调控思路
　　1.调控原则
　　以减缓递减，提高最终采收率为目的确定调控原则，即加强中低含水层注水、限制高含水层吸水；加强剩余油富集方向驱替、限制贫乏方向注水；加强低压层注水、控制高压层注水；控制层间矛盾、减缓平面矛盾，确保各潜力得到均衡发挥，实现控水稳油。
　　2.调控思路
　　（1）预判含水上升风险，做好前瞻性调控
　　为了准确、合理的制定注水方案，必须做好含水上升风险的预判工作，主要包括区块含水上升风险预判和单井含水上升预判。
　　含水上升风险预判的方法是通过区块（单井）的采出程度、见效时间、见效幅度、地层压力恢复速度、地层压力保持水平、注水井压力变化、水驱前缘分析等因素，预测区块（单井）含水上升风险。
　　预测含水上升的风险后，一方面要及时、合理调整注水方案，以控制含水上升，另一方面要加大监测、分析力度，认清水驱规律。
　　（2）认清动态变化实质，有针对性制定对策
　　为了准确的把握动态变化的实质，根据油井产油量、产水量的变化，把油井的动态变化分成了九类，分析每一类产生的一般原因，总结每一类动态变化油井、水井需要采取的相应对策。
　　（3）局部与整体综合分析，抓主要矛盾，权衡利弊，优选最佳方案
　　把相邻多个井组作为一个系统整体研究，逐一分析整体内的每口井、每个小层存在的问题、潜力、风险，制定方案，综合分析每个方案的优缺点，以及对整体采收率、采油速度的影响，权衡利弊，选择最优方案实施。方案执行后紧密跟踪调整效果，并及时进行优化。
　　（二）开展分层产能评价，建立井组分层配水台账，推广分层定量配水技术
　　开展分层产能评价，建立井组分层配水台账，推广分层定量配水技术。依据静态、历次动用、油水井注采关系情况确定油井单井分析性井史，建立油井分层评价台账，明确注采关系和分层产状，落实下步潜力。
　　（三）精细优化注水方案
　　以注采关系评价和分层产能认识为依托，实现了配水由定性向定量化的转变。
　　2011年实现“配与调”有机结合，精细优化注水方案，开展了5种类型19小项注水方案调整工作，共计调整275井次，日配注水量由15550方提高到17450方，增加1900方。
　　四、多种手段综合应用，改善注采剖面
　　对于注采矛盾突出，常规注水调控不能有效改善开发效果的井组，通过开展水井调剖、堵水、周期注水、长周期间抽、完善注采井网等一系列措施，调整注采剖面，缓解注采矛盾，提高水驱开发效果。
　　针对三大矛盾突出、剩余油富集的40个井组开展水井调剖，调剖后日增油能力47吨，累增油达到8965吨；对66口水井实施周期注水，取得较好效果，递减从13.1%下降到8.8%；为了提高水驱控制程度，油井转注27口，11个井组已经见到增油效果，日增油达到14.1吨，增加水驱储量78.5万吨，控制油井达到126口，增加了42口；水井补孔6口，2个井组见到�油效果，日增油0.9吨。
　　五、强化管理，注重分析，确保方案有效落实
　　落实好日常跟踪制度和动态分析制度，根据注水敏感程度，实行区块分类管理，建立合理、有效的注水方案复查制度，保证注水调整及时有效。
　　取得效果：通过开展一系列卓有成效的工作，取得了较好的注水效果，全厂产量超计划0.79万吨，自然递减下降1.6%，含水上升率从2010年的3.4%下降到1.2%，进一步夯实了稳产基础。
　　六、结论
　　1.水驱规律的研究，是有效注水工作的基础，注水政策的制定、注水方案的调整、各项措施方案的实施，都离不开水驱规律的深入认识。
　　2.注水政策是注水方案调整的标尺，通过优化，明确了调控方向、注水压力范围、合理压力恢复速度、注采比。
　　3.注水方案通过精细优化，明确了注采调控的原则、方法、思路，精细分层定量配水，达到了控水稳油的目的。
　　4.采取配套有效措施缓解注采矛盾，明显改善了开发效果。
　　5.强化注水方案的全程管理，明确了各部门责任，同时密切协作，注水方案实现有效落实。
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　　（作者单位：中国石油吉林油田公司乾安采油厂）

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