建立动态调水分析机制实现老区自然产量硬稳定研究

文明寨油田经过二十多年的开发, 大部分层段均已射开, 井段长、层间干扰严重已成为制约油田开发的一大顽症, 一类层开发时间长、水淹严重, 注水压力低、吸水强度大, 二、三类层注水压力高, 启动不好或未启动。从而造成对应油井出力不均, 含水居高不下, 处于低效开发状态。因此如何有效的控制高含水层能量、补充二、三类潜力层能量, 增加水驱油能力, 就成为我们日常工作的重点, 提高动态反应速度, 及时调整配注方案, 控制含水上升速度, 减缓自然递减。

一、治理思路及效果

以精细研究、精细注水、精细挖潜为开发理念, 加强油藏监测, 以注采井组为单元, 精细层间调整, 控制稳定一类层注水强度, 强化二、三类层动用, 以注水结构的优化带动产层的转移, 逐步形成符合剩余油分布特点的注采井网, 注重注采井距、吸水厚度及注采强度的协调, 进一步优化产液结构, 努力实现合理配注、有效配注。

针对文明寨油田“地层中高渗、见效速度快”的特点, 逐步形成了一套行之有效的注水调配管理办法。经过多年注水开发摸索, 对于相对整装的区块, 由于物性好, 注入水沿高渗透连通层突进, 造成对应油井见效快、见水快, 导致低渗透层不见效、不出力, 注采比应小于1, 实践表明控制在0.85-0.9之间比较合理, 含水上升率控制在1%左右, 地层能量高于饱和压力;在构造复杂区块, 注采比应大于1, 实践表明保持在1.0-1.1之间效果较好。实践中, 我们总结出了三种调水方法, 即超前预防性调水;与油井措施配套调水;周期性调水。

1. 超前预警式调水

就是根据剖面资料和动态资料, 及时预测并主动调整各层配水量, 始终使油井保持在合理的含水和能量状态, 减少因含水上升导致的油量下降。如水井明232225H井组, 水井大修恢复后, 初期为恢复能量适当加强注水强度, 对应油井能量得到了补充;油井液面恢复后, 为了防止单层突进, 预防性控制水井注水, 及时分注, 有针对性地控制强吸水层, 动用差层, 实现油井产量稳中有升。

2. 与油井措施配套调水

就是结合油井层内渗透率变化、隔层发育状况, 配套利用高精度碳氧比等资料寻找低含水韵律层, 实现层内找油;水井配合实施控制高渗透层注水强度, 加强低渗透层注水强度的配注的原则, 从而达到控水稳油的目的。如明376井组, 依据明1-56井C/O资料, 大修下四寸套后避射高含水层, 优选低含水韵律层, 补孔后日产液量30方, 日产油量6.5吨, 含水78%, 累计增油489吨。

3. 周期注水

就是根据油井变化情况, 探索水井调水周期, 适时调水, 实现稳产。如明1-101-c55井组, 实施周期注水后, 对应油井注采效果改善, 日增油达3吨以上。

“日观察、旬分析、月总结”的动态分析制度是注采管理的重要手段, 我们强化了“两个结合”即加强采油区工程、地质的结合, 认真落实室内分析与现场资料是否对扣, 并制定下步具体措施;加强与两所的结合, 坚持每天网络“会商”, 互通“情报”, 达成共识。

2013年共实施动态调水148井次, 对应油井见效11井次, 累计增油513吨。依靠注采调整达到稳产、上产的目的, 实现了产量的良性循环, 从而降低了自然递减, 与运行相比自然递减下降了4个百分点。

二、经济效益评价

1. 投入

水井测试调水, 需测试及检查每口井按0.2万元计算, 共实施148井次, 共计投入148×0.2=29.6万元

2. 产出

通过水井调水, 对应油井见效11口, 见效增油513吨;

每吨原油按0.3万元计算, 则产出0.3×513=153.9万元。

3. 投入产出比

投入产出比:1:5.2

三、认识及体会

1. 油田开发后期, 如何确保注水到层, 启动二、三类层, 选择符合剩余油分布规律的注水方式, 充分挖掘剩余油, 是保持老油田稳产的基础。2.在调水的细节上对不同类型井区、不同类型井组进行针对性的水量调整。一是水井措施后, 有针对性地调水, 确保重点层位吸上水;二是多井连通的大砂体, 注重平面调水, 多井点、多方向注水, 弱化点上注水强度;3.见效不明显井组, 试探性高强度提水试验;4.高含水井组降水观察。

摘要：油田进入特高含水开发阶段, 高投入的挖潜措施已经不适应油藏经营管理的需要, 动态调水将成为稳定油田自然产量的主要方法, 如何科学、有效地开展好动态调水, 提高开发效益是每一个油藏管理者需要研究的课题。经过理论分析和现场实践, 总结归纳出特高含水期油田动态调水的管理方法, 建立起分析评价体系, 使油田的自然产量得到有效减缓。

关键词：特高含水期,动态调水,评价体系,效益