[科普中国]-注采结构优化技术

注采结构调整的必要性

国内外大多数多油层砂岩油田注水开发实践表明, 由于油层非均质性的存在, 导致油田开发不均衡, 一般是渗透率高的好油层先动用、先水淹、先进入高含水期; 渗透率低的难采储层动用不好或不动用, 通过加密调整逐步得到动用, 后进入高含水开发期。即油田开发的可开采储量由易到难, 开发层系由粗到细, 开发井网由稀到密。在油田不同的含水阶段, 由于地下油水分布以及油水井开采条件的变化, 油田稳产的具体做法是不同的。

通过对国内外一些注水开发油田中高含水期开发资料的分析, 从采液速度和采油速度的变化特点上, 可以把该阶段的油田分为提液稳产、稳液降产、降液控水三种开发模式。采用提液稳产开发模式的水驱油田, 初期开采速度一般不太高。在开采过程中, 随着含水率上升, 采用各种措施逐步提高产液量, 以弥补油田可能出现的递减, 保持油田较长时间稳产, 一般稳产期可达7～12 年, 提液措施主要包括增加开发井数、改善渗流条件、扩大生产压差、提高生产时率等。但采用这种开发模式的油田采油速度一般不高于2% ,稳产期末综合含水率一般不超过80%。由于产液量逐年大幅度增加, 导致了各项地面配套工程频繁更新改造, 使原油成本急剧增大, 经济效益变差。采用稳液降产开发模式的油田, 初期开采强度大, 采油速度高。开采过程中, 油田采液速度变化不大, 稳产时间较短, 一般不超过6～8 年。但由于地面设施改造及井下措施工作量少, 因而原油成本增长比较缓慢, 经济效益相对较好。

当液油比增长率大于产液量增长率时, 油田产量就要发生递减, 而且产液量增长率越小, 或者不递增而递减, 则产量递减率就越大。当液油比增长率等于或小于产液量增长率时, 产量就稳定或递增。而且液油比增长率越大, 稳产所需的产液量增长率就越高。

油田开发过程中, 油田产液量的变化是进行油田地面工程建设和改造的主要依据。所以在注水开发过程中, 人们不仅要注意油田含水上升率的变化规律, 而且要关心液油比的变化。随着含水率的上升, 液油比的增长是急剧加快的。如当含水率由0 上升到50%时,液油比就由1 增加到2 , 含水率每上升1% , 液油比平均只增加0 . 02; 但当含水率由75%上升到87 . 5%时, 液油比就由4 增加到8; 含水率每上升1% , 液油比平均就增加0 . 32了, 若要保持油田稳产, 油田的产液量将会成倍增加。所以尽管油田在高含水后期, 油田含水率的自然上升率小了, 但液油比的增长速度却大大加快了。只要含水率上升一点, 就会引起油田产液量大幅度增长, 造成地面集输系统、污水处理系统和注水系统等地面工程项目的频繁调整和改造, 大大影响油田稳产的经济效益。到一定时候, 产液量的增长就会成为影响油田继续稳产的制约因素。

到油田高含水后期, 油田稳产和潜力逐渐由比较集中的成层性潜力变为分散分布的潜力。这些潜力只有通过逐井层的调整和控制, 才能把它们有效的挖掘出来。所以在油田含水率达到80%以后, 要继续保持油田稳产, 在很多情况下, 应尽量减少提液稳产措施,避免由于地面工程频繁改造更新造成的经济效益低下。同时也要避免采取稳液、降液开发模式, 造成产油量不断递减, 无法满足产量稳定要求。只有创造出一条非均质多油层油田高含水期稳水控油的开发新模式, 才能在控制产水量增长的条件下实现较长时间的油田稳产, 并获得较好的开发效果和较高的经济效益。

合理注采压力系统油藏在没有被打开之前, 存在着一个原始的压力场。尽管各处的压力伴随着其深度不同而有所差别, 但是如果把这些压力都折算到一个共同的基准面上, 那么这些折算压力值应该是相同的。这时油藏内的流体都处于一种平衡的静止状态, 不发生任何流动。伴随油井钻开油藏, 进行采油、注水, 油藏内静止的压力平衡就被打破, 从各注水井井底经过油层直到各采油井井底就建立一个新的压力场, 我们称之为油藏的“ 压力系统”。油藏内油、气、水等流体就在这个压力系统的控制和支配下流动。因此, 这个压力系统的合理与否对于油藏能否有旺盛的生产能力, 采取什么采油方式, 以及能否取得较高的采收率都有举足轻重的影响。另一方面, 人们可以通过注水量和产液量的调节反过来调节各处压力的高低, 以建立合理的压力系统。

合理压力系统是合理的协调好注水井井底压力、地层压力和生产井流动压力之间的匹配关系, 以达到合理利用能量、经济有效地发挥油层生产能力、提高采收率的目的。

优化方法注采结构调整是一项很复杂的工程, 它不仅涉及到油藏工程研究, 而且也涉及到采油工艺技术。在结构调整中必须充分发挥调整井、分层注水、分层堵水、分层压裂和优选油井工作制度等各种措施的作用。要搞好结构调整, 首先要搞清不同油层的注水状况、开采状况以及地下油、水分布状况, 掌握不同油井不同油层的生产能力、含水率和压力变化,在这个基础上研究油田的各种潜力。这些潜力是油田实现结构调整、稳油控水的基本条件。

在了解油田的潜力后, 就可以着手编制油田进行注水、采液、含水结构和稳油控水的总体方案。在结构调整优化目标的控制下, 就可以进行注采结构调整。

注水结构调整1 . 完善或调整注采系统, 进行注水结构的平面调整

在油水井数比较高、注采关系不完善的地区转注部分老油井或适当补钻新注水井, 在成片套损区集中力量修复套损注水井或重钻更新注水井, 使原设计注采系统尽量完善; 在原注采系统明显不适应的地区, 通过转注老油井和补钻新注水井改变注采井数比和注水方式。

2 . 提高注水井的分注率, 进行注水结构的纵向调整

针对油田各类油层的动用情况、含水状况, 不断提高注水井分注率, 控制限制层的注水强度, 提高加强层的注水强度, 稳定平衡层的注水强度。

3 . 满足油层产液结构变化的需要, 进行跟踪分析并不断调整

针对实施措施后各油井和油层产出液增长或下降的变化, 对开采效果不好的井或层,要及时进行原配注方案的检查分析, 不断调整。

产液结构调整产液结构调整的主要内容

1 . 全油田分区的产液结构调整

将全油田总的年产油量目标, 按每区的含水率、采出程度、剩余可采储量采油速度、潜力的分布和调整井的部署等, 分配到每个区, 确定分区的年产液目标。

2 . 分类井的产液结构调整

在满足分区年产油量目标的前提下, 根据基础井网和不同时期投入的调整井的含水率和开采状况, 调整分类井的产液和含水结构。

3 . 单井结构调整

根据每类井确定的具体目标, 把各种措施落实到每类井的每口井上, 进行每类井井间的注水、采液和含水结构的调整。

整个油田产液结构调整优化的关键, 在很大程度上就是要优化好基础井网的产液量和产油量。从生产实践中得到两方面的认识: 一是不能只注意调整井的投产和产量的接替,而忽略基础井网的调整。这种做法虽然全区能实现稳产, 在有调整井投产前提下, 可以稳产甚至还能增产, 全区含水上升率也能得到有效控制, 但往往由于整个工作重点, 过分集中在新井投产上, 基础井网的油量明显下降, 含水率仍继续上升, 影响基础井网本身开发效果的提高; 二是在调整井接替基础井网的部分产油量以后, 不能过多强调基础井网的稳产, 而忽略了基础井网的控水工作。这种做法在调整初期可以使全区含水率下降一个台阶, 但是由于基础井网下降一个台阶以后, 仍主要采取提液的方法来保持稳产, 全区含水率和产液量仍然迅速增长。

因此在进行注水产液结构调整时, 对基础井网既不能放松调整工作, 又不能只重视控制产油量的递减, 而忽略控制含水率的上升。应该在充分做好平面调整的基础上, 努力控制产油量的递减和含水率的上升, 使基础井网的控水工作建立在不断改善其开发效果的基础上进行。油田在高含水期尤其高含水后期进行注水产液结构调整的优化目标应该是: 在不断改善基础井网的开发效果的条件下, 保持全油田产油量的稳定和产液量少量增长。1

细分注水技术细分注水技术就是尽量将性质相近的油层放在一个层段内注水, 其作用是减轻不同性质油层之间的层间干扰, 提高各类油层的动用程度, 发挥所有油层的潜力, 起到控制含水上升和产油量递减的作用, 是高含水期特别是高含水后期改善注水开发效果的有效措施之一。