提高水驱采收率是老油田实现稳产的根本

2022-09-11

按照油藏工程理论, 水驱采收率=水驱油效率×水驱波及体积系数。注入水替换了原油所占据的空间位置即为波及体积;注入水将原油推离岩石颗粒表面即为水驱油效率。

但据美国统计, 油田开发后期, 有70%以上的剩余油在未波及到的分隔体内。大港油田总结了剩余油分布有6种形式:断层和微构造型25.8%, 注采井网不完善型23.6%, 层间非均质性20.8%, 平面低渗透相带14.1%, 层内渗流屏障及滞留区11.5%, 边底水锥进4.2%。前面五种类型、将近95%的以上的剩余油都与人工水驱改善水驱波及体积系数有关系。另一方面, 通过室内高温高压物理模拟实验、油藏数值模拟研究、动态监测资料分析等研究认为, 随着注水倍数增加油藏驱油效率增加具有一定阶段性, 试验结果指出, 在含水98%-100%高含水阶段后, 提高注入倍数5.3倍, 将提高驱油效率2.9个百分点。因此, 提高水驱采收率工作大有空间, 也是控制递减、保持油气产量稳定的最有效方法。

结合A油田的控水稳油综合治理、注水工程、开发基础年活动及“G油藏复杂断块高含水期精细挖潜工业化试验”等现场实践, 要提高老油田采收率必须在“六率”上下功夫。一是提高油层利用率, 若到开发后期, 油藏中生产真正利用的油层比率偏低, 不能扩大真正利用油层的储量规模, 稳产基础无从谈起, 提高采收率也失去了载体;二是水驱控制程度要提高;三是注采对应率要提高;四是油层动用程度要提高;五是油水井的开井率要提高。六是要致力于降低自然递减, 降自然递减与前面五个参数有关系, 同时降自然递减还有更重要的相关工作可做。其核心是“两个建立和两个稳定”:即建立开发层系、建立注采系统、稳定生产制度、稳定生产层位。“两个建立和两个稳定”是降低自然递减的基础, 达不到这两个建立和两个稳定, 就谈不上控制自然递减, 更谈不上稳产。

层系的完整性越差, 稳产基础动摇, 自然递减必然大, 因此层系建立起来千万不要动, 既能控制自然递减, 同时也能提高采收率, 增加可采储量。

要建立注采系统和注采关系, 光有层系还不行, 平面上、纵向上、空间上驱不起来, 自然递减也会很大。初期产量可能很高, 但难以稳产, 所以注采关系一定要建立。无论是大系统、块系统、还是井组的注采系统都务必要建立。

要稳定生产制度, 就是制定科学的生产制度。

要稳定生产层位, 就是说无论是层系内, 还是层系外, 一定要变换补孔、换层的秩序, 尽可能的不要频繁的补层, 也不要频繁放层、换层。

在提高“六率”上, 大港油田有许多好的做法:

一是持续开展“注水工程”和深化“油田开发基础年”活动, 以“注好水、注够水、精细注水、有效注水”为宗旨, 不断改善“六率”指标。

二是层系、井网重组, 提高储量动用程度, 增加可采储量。通过控水稳油综合治理, 选择重点区块、单元, 一方面利用包括复杂结构井在内的新井等, 进行注采井网重构、小井距加密等;另一方面针对纵向上层多、平面上井距较小的部位细分开发层系, 实现分层开采, 提高油层利用率、水驱控制程度、注采对应率、油层动用程度和油水井的开井率, 有效扩大油砂体注水波及系数、提高整体采收率。

三是进行水动力学调整, 改善注采结构, 扩大波及体积, 提高最终采收率。通过注采井网调整, 改变非主力层驱动方式;通过油水井调换、改变水驱方向;通过深度调驱或液流转向, 改善水驱效果, 挖掘剩余油;通过周期注水、脉冲注水、变动交替注水, 间歇注水等不稳定注水, 改变地下渗流场等, 均有效扩大波及体积, 提高了采收率, 增加水驱可采储量, 实现老油田的稳产。

摘要：水驱开发是目前最经济有效的提高采收率技术手段, 不断提高老区采收率是老油田油田开发永恒的主题, 本文调研国内外水驱开发油藏的成功经验, 探讨了老区控制递减、提高开发效果的有效途径, 为老油田改善开发效果提出具体的实施策略。

关键词：提高采收率,水驱开发,控递减