精细注采技术在油藏低成本高效开发中的应用

精细注采技术在油藏低成本高效开发中的应用

李晓娜

濮城采油厂工艺研究所   河南省中原油田   457532   

摘要：针对濮城油田文51油藏构造复杂，储层发育不均，沉积相变化快，挖潜难度大。事故井多，井网损坏严重，水驱控制程度低，注采对应不完善，调整困难。目前分注率较高，但分注层段数低，分注现状仍不能满足层间剩余油挖潜的需求。通过“地层、井筒、地面、管理”四位一体的注采调整开发模式的实施，文51油藏各项指标得到了有效提升，共实施油水井措施45井次，累积增油7417.1t。注水标耗下降0.16Kw.h/m3.Mpa、单位完全成本下降289元、吨油利润提高292元。通过“1253”管理机制把“精细”文化理念贯穿于油藏开发始终，引导员工通过“精益求精、细致入微”的精细文化去践行爱岗敬业、开采希望的职业价值观。激励员工以精细的工作态度、精湛的个人技艺、精美的工作质量，全力打造品牌精细注水示范区。

关键词：濮城油田 四位一体 精细研究 精细注采 高效开发

目    录

第1章 油藏基本概况

1.1油藏特征

1.2 油藏产量递减分析

第2章 开发现状及存在的问题

2.1油藏开发现状

2.2开发中存在问题

第3章 油藏开发分析及精细调整的效果

3.1深入构造研究，精细剩余油认识，高效挖潜。

3.2采油地面工程齐上阵，保证注水系统平稳运行。

3.3配套工艺技术研究，水井细分注水，改善层间水驱状况。

3.4实施井组精细分类管理，强化水井调配工作。

第4章 结论

参考文献

第1章 油藏基本概况

1.1油藏特征

濮城油田文51油藏区域构造位于东濮凹陷中央隆起带北部—濮城、文留构造的结合部，北与濮城油田南区相连，西以文51断层为界，东、南以文128断层为界，南北长约6km，东西宽约2.5km，构造面积近15km2，探明油藏面积为9.3Km2，探明地质储量为939×104t，可采储量388×104t，标定采收率为37.6%，属于中渗透构造-岩性油藏。

1.2 油藏产量递减分析

（1）含水上升阶段（1991年-1994年）

为了控制产量递减速度，提高油藏水驱采收率，1991年实施了《濮城油田文51断块区局部完善调整方案》，虽然通过局部井网的完善与调整，区块井网水驱控制程度由1989年的55%提高1994年的71.7%，但由于层间矛盾的加剧，含水上升速度未能减缓。

（2）局部加密、综合治理阶段（1995年-1996年）

为了控制油井含水上升速度，遏制产油量下滑势头，1994年底编制了《文51断块区综合治理方案》，方案计划通过局部加密提高储量控制程度，通过老井的填砂、分注、堵水等工艺技术进行层间调整，控制主力层水淹速度，加强二三类潜力层的动用，提高水驱波及体积，控制含水上升速度，改善油藏开发效果。

（3）井况恶化阶段（1997年-1998年）

水井开井数由1991年的33口降到1998年的23口；事故油井占油井总数的22%，事故井的增多造成油藏平面失调、层间矛盾加剧，年产量逐年下滑，1997、1998年产量递减率分别为11.67%和20.89%。到1998年，区块采出程度21.31%、综合含水84.32%、年产量已下滑到7.81×104t,自然递减高达39.2%、综合递减高达29.48%，开发形势急剧恶化。

4） 技术改造阶段（1999年-2002年）

为控制产量下滑，1999年上半年针对区块平面失调、层间矛盾加剧的开发状况编制了《濮城油田文51块综合治理方案》，此次方案部署加强了油藏描述和剩余油分布研究，在此基础上，方案通过更新、侧钻、大修、转注等手段恢复完善平面注采井网，依靠分注、分调、堵水等工艺技术改善两个剖面，充分动用二、三类层，增加可采储量，以达到改善开发效果的目的。此次方案共部署新井20口，老井配套工作量72井次，其中老井转注7口：由于转注老井油层射开程度高、层间差异大、注入水在河道内突进速度快，使得部分对应油井见效后不久（一般在2-3月）出现快速水淹。

5）精细注采阶段（2005-至今）

将文51油藏的剩余油分为三类实施挖潜，一是断层控制的高部位剩余油依靠定向技术挖潜，水井转注井网完善；二是一类层储层平面相变区的挖潜，依靠投注、转注技术强化河道注水，前缘、远砂相油井实施压裂引效；三是层间二、三类层剩余油以井组为单位，加大投转注力度，依靠分注技术、堵水、酸化、压裂进行层间二、三类层的挖潜。其中油井主要通过利用压裂、补孔、提液等技术，实现层间动用和转换，提高差油层动用程度。主要做法有：一是主力层靠近断层遮蔽属于剩余油富集区，通过寻找断层高部位未水淹主力层,利用老井侧钻，补孔等手段挖潜高部位剩余油，如通过对P85-21井区沙二下5.5小层河道走向，绘制剩余油分布图，利用事故井侧钻P85-C21井挖潜高部位河道未动用剩余油，初期自喷生产，日产液19.9吨，日产油19.9吨，不含水。二是通过对文51油藏河道相的深入研究，在水井提前培养的基础上，油井实施补孔、钻塞、对动用较差层实施措施，取得较好的效果。

第2章 开发现状及存在的问题

2.1油藏开发现状

2018年10月，油藏共有油水井172口，其中油井97口、水井75口，注采井数比1：1.29。油井开井61口，井口日产液1559t，日产油74.4t，综合含水95.2%,年产液35.06×104t，年产油2..01×104t，采油速度0.24%，地质采出程度33.92%，工业采出程度90.19%，剩余可采储量采油速度6.9%。自然递减13.8%，综合递减12.1%，平均动液面1782.9m。水井开井48口，日注水量1837m3，年注水48.2×104m3，年注采比为1.37，处在高采出程度高含水开发后期。

2.2开发中存在问题

（1）文51油藏沉积微相变化快，剩余油认识不清。

文51油藏流动单元多，分为50个流动单元，储层发育不稳定，沉积微相变化快。经过30年的开发，各微相下的水驱程度不同，导致剩余油的分布待进一步认识。

（2）受事故井的制约，油藏水驱控制程度下降，井网适应性变差。

由于油藏岩层多、井龄长、地层异常蠕动频繁、固井质量及修复能力不足等原因，近两年文51块油水井井况持续恶化，北块的51-48、W51-C46井区S2X2-3砂组井网损坏严重，以及南块51-189、XW51-12等井S2X3-5砂组事故造成局部井网失调，层间调整难度加大。2013年底W51-C188井事故，影响区块日产油水平下降3t。目前油藏共有事故油水井97口，其中油井52口，水井45口，占总井数的62.1%，平均年均井损率4.2%。大部分井带病生产，影响水驱控制储量126.7万吨，影响水驱动用91.5万吨，可采储量18.2万吨。

（3）水井分注率低，油藏层间矛盾突出，纵向上水驱动用状况不均。

文51油藏沙二下储层渗透率极差达14倍，经过30多年的注水开发，水沿高渗层突进，而且长期以来该油藏一直是一套井网开发，主力层水淹严重，层间矛盾日益加剧。油藏随着注水时间的延长两级分化严重，高渗层高含水高液量，低渗层低含水低液量。

油藏目前共有分注井30口，其中利用报废井5口，分注率只有60%，而且大部分为两段分注。由于受砂体纵向分布的制约，分注只做到了分段注水，难以实现分层注水，由于隔层小，难以实现按照渗透率的级别进行分注，只能控制各砂组的注水强度，在启动二三类层方面效果并不明显。

其次，事故井中套管变形井多，层间调整困难，水驱动用程度也难以提高。

（4）地面增注站点多且分散，难以满足地下注水需求，能耗偏高。

早期建立的注水系统主要适应中高渗储层，文51油藏层间非均质性严重，随着开发目标向二三类层转移，注水压力逐步上升，地面注水系统不适应精细注水要求。同时地面增注站点分散，老化，导致能耗较高，已不符合效益注水的开发的理念。

第3章 油藏开发分析及精细调整的效果

通过“地层、井筒、地面、管理”四位一体的注采调整开发模式的实施， 文51油藏各项指标得到了有效提升，共实施油水井措施45井次，累积增油7417.1t。与创建前对比：注采对应率提高18.2个百分点、分注率提高21.6个百分点、层段合格率提高提高9.0个百分点，日产油增加13.0t、自然递减、综合递减分别下降12.8、13.7个百分点、采收率提高1.1个百分点，注水标耗下降0.16Kw.h/m3.Mpa、单位完全成本下降289元、吨油利润提高292元。

牢固树立“精细注采管理、多产效益油气”的生产经营理念，通过“1253”管理机制把“精细”文化理念贯穿于油藏开发始终，引导员工通过“精益求精、细致入微”的精细文化去践行爱岗敬业、开采希望的职业价值观。激励员工以精细的工作态度、精湛的个人技艺、精美的工作质量，全力打造品牌精细注水示范区。

3.1深入构造研究，精细剩余油认识，高效挖潜。

立足于现有井网，以井组为单元，开展相控井网调整，进行同相、相间差异布井，完善井网，同时通过流场优化调整，扩大水驱波及体积，开展多级细分注水及特殊管柱分注，实现了井网细分重组，建立一类及二三类层开发井网。

一类层依据相控剩余油潜力，局部抽稀，建立相控井网，井距320-450m，通过改变注水方向以及注采参数调整变换流场，实现储层均衡驱替；二三类层前缘砂和远砂相剩余油富集，采用180-300m注采井距，通过多级分注，强化低渗层注水提高储层动用。2018-2023年共实施井组12个，累增油3499.1t。

3.2采油地面工程齐上阵，保证注水系统平稳运行。

根据W51油藏井段长、层间差异大的地质特点，对于不同井况水井分类实施多级段细分注水技术，共实施逐级解封多级分注管柱、卡封反洗井管柱 、自平衡封隔器 、测调一体化管柱技术共15井次，在满足地质意图的同时提高了管柱安全性和测调效率。针对早期建立的注水系统主要适应中高渗储层，实施3个地面改造项目，共改造24台增注泵、 安装35口分注井压力变送器、优化合并站点3座、安装注水阀组高压流量自控仪217套，建立了常压、中压、高压三套注水压力系统，在满足油藏精细注水需求的同时，降低采油成本，治理安全隐患，保证注水系统平稳运行。通过治理，注水标耗下降0.16Kw.h/m

3.Mpa。

3.3配套工艺技术研究，水井细分注水，改善层间水驱状况。

根据文51油藏井段长、层间差异大的地质特点，借鉴XP3-95四级五段细分注水的成功经验，对于井况好的井实施多级段细分注水，提高测调效率，满足动态调配的要求。

1）逐级解封管柱

利用机械座封与液压座封封隔器各自的特点，组合使用实现了两级封隔器实现逐级坐封和逐级解封的目的。把原来的Y341或Y241封隔器+Y341封隔器组合的二级三段管柱变为Y221封隔器+Y341（或Y241）封隔器组合管柱，原来的二级分注管柱是同时座封、同时解封，目前采用的分注管柱为分级座封、分级解封。

座封时先座Y221封隔器，对Y221封隔器试注验封，然后油管投球打压座Y341封隔器，配合复合球座实现逐级座封验封，解封时上提管柱Y221封隔器完成解封，继续上提管柱Y341封隔器解封，解封负荷由原来两级封隔器降低为一级封隔器解封，提高了管柱的安全系数。

2）测调一体化技术

主要由偏心可调试堵塞器、井下偏心测调仪及其配套设备组成，克服了传统偏心测调工艺技术的缺陷（偏配之间最小8m的间距，不能满足细分要求，钢丝投捞一次只能投捞1层，测调时间长，误差大，斜井投捞成功率低），继承了常规偏心注水工艺技术优势（分注层数不限，可单独调配任意层），井下管柱、执行标准、测试技术管理、堵塞器投捞等技术保持不变。实现了连续可调水嘴、测试数据实时直读、边测边调、上提下放反复调配等工艺技术。

3）卡封反洗井管柱

针对4寸套卡封井、油套分注井无法洗井问题 ，研究设计了定压洗井装置。

原理：需要洗井时从油管投球，油管打压推动弹性爪、密封管及换向中心管下移，泄压后，在弹簧作用下换向销钉进入短轨道，油套分注洗井装置打开（钢球落入管柱下部的球篮内），油套连通，可进行正反洗井作业。再次投球，油管打压，弹性爪、密封管和换向中心管下移，泄压后，在弹簧作用下实现换向，换向销钉进入长轨道，油套分注洗井装置关闭（钢球落入管柱下部的球篮内），恢复正常注水。

3.4实施井组精细分类管理，强化水井调配工作。

以流场调控为主，变强度、周期注水等多种方式相结合的调配模式，提高调配见效率。井组细分为三类：（1）生产层位单一、注采关系敏感井组：实施周期注水和预警式调水，延长见效增产和稳产周期。（2）小层数多、启动压差大井组：通过变强度注水调剖面，提高层间剩余油动用。（3）产液差距大、平面矛盾突出，换向注水调流场，推拉压综合应用，提升水驱油效率。通过井组分类管理及生产参数优化调整，改变流场，扩大水驱波及体积，变强水线17条，变弱水线21条，流场调整后见效增油1235吨。

第4章 结论

该方法在文51油藏实施后，取得了较好的开发效果。方案部署实施新井及油水井措施45口，累积增油6182.1吨，流线调整92井次增油1235t，新井及措施总费用1030万元；按市场油价3126元/吨，可创效2318.5万元，投入产出比为1:2.25，经济效益显著。该技术能够有效指导油藏开发调整治理，对改善油藏水驱开发效果，提高油田水驱采收率，具有显著的经济效益和社会效益。坚持以经济效益为中心，将地下、井筒、地面、管理有机结合在一起，可实现开发效益的最大化。以“精细”为理念，强化基础研究，深化相控剩余油认识，实现“三级细分“的精细水驱，可有效改善老油藏开发效果。在相控剩余描述及开发技术政策研究的基础上，平面上对注采井网进行完善，根据沉积微相和剩余油分布特点对注采进行优化。纵向上对开发层系进行细分与重组，减少多油层非均质油藏层间差异，强化差层的充分动用，将水驱动用程度进一步提高，是中渗油藏调整治理的主导技术政策，对高含水油藏的调整治理有重要的指导作用。

参考文献

[1]徐卫东 游小淼. 濮城油田沙二上1油藏储层非均质性[D]. 断块油气田, 2009.

[2]康延鹏. 濮城原油微乳液相态特性实验研究[D]. 中国石油大学(华东), 2014.

[3]何伟. 精细注采管理，实现多油层油藏高效开发[D]. 中原油田分公司采油二厂，河南濮阳457001, 2016.