張曉萍

【摘 要】面對油藏進入高含水期開發(fā)階段后，井網(wǎng)損壞嚴重，老井自然遞減日益加大，水驅開發(fā)效果逐年變差的問題。通過 “三率”研究，水驅開發(fā)基礎得到持續(xù)加強。

【關鍵詞】高含水期開后期；三率；開發(fā)基礎

0 前言

采油三廠油區(qū)位于東濮凹陷北端，橫跨中央隆起帶和西部斜坡帶兩大構造單元，斷裂構造極其發(fā)育。管轄文明寨、衛(wèi)城、馬寨和古云集四個油田，分為中滲極復雜、中滲復雜、常壓低滲以及裂縫砂巖四類油藏，目前探明石油地質(zhì)儲量9698×104t，動用儲量9295×104t，動用率95.84%，標定采收率33.86%。

2015年通過堅持不懈地做“精”注水管理，做“細”井組的分類管理，做“好”群眾性全員參與管理，逐級解決油藏開發(fā)中的“三大”矛盾，油藏水驅開發(fā)效果得到明顯改善，“三率”指標穩(wěn)中有升，油田自然遞減得到有效控制，油藏開發(fā)步入良性循環(huán)。

1 提高“三率”研究

1.1 優(yōu)化提高注采對應率

實際開發(fā)中由于物性差異，部分儲層雖然射開，但“不出力”，注采對應僅存在于靜態(tài)層面，非動態(tài)有效對應。

在注采不完善區(qū)，通過新區(qū)、構造復雜帶在構造新認識的基礎上完善轉注，構造復雜帶油水井對應補孔完善 ，事故井區(qū)在剩余油新認識的基礎上側鉆、大修、轉注等完善提高注采對應率；在注采不完善區(qū)，通過一類層改變液流方向完善轉注，二三類層下4吋套優(yōu)化注采對應 ，低效井區(qū)的低效水井回采，靜態(tài)對應，動態(tài)不出力層：水井酸化、重炮等優(yōu)化提高注采對應率 。井網(wǎng)受控率由88%上升到89.4%，新增受控方向59個。

1.1.1 轉注強化注采完善，有效提高注采對應率

針對構造復雜帶及事故井區(qū)井網(wǎng)不完善，在精細基礎研究的基礎上，份優(yōu)化實施轉注38井次，增加水驅動用儲量73.8×104t，增加受控方向48個，累計增油5107t。其中包括構造復雜帶在構造新認識的基礎上完善轉注15口，老區(qū)一類層改變液流方向完善轉注10口，二三類層完善轉注4口，剩余油相對富集的事故井區(qū)完善轉注7口，培養(yǎng)措施轉注2口。

1.1.2 事故井區(qū)打撈及下4吋套，優(yōu)化提高注采對應率

實施水井小修打撈和下4吋套9井次，增加水驅控制儲量19.8×104t，增加水驅動用儲量11.2×104t，目前對應油井見效6井次，見效增油能力5.4t，累計增油514t。

1.1.3 利用低無效水井回采，恢復提高注采對應率

實施回采17口，日增油能力63.7t，年累增油4506t。

1.2 從嚴管理，精雕細刻，提高斷塊分注率

1.2.1 強化井組精細調(diào)整，分注，重分提高分注率

實現(xiàn)從找分注井到篩無法分注井的轉變，篩選出18口分注意向井。分注、重（細）分注20口，增加水驅動用儲量10.3×104m3，對應油井見效26井次，見效日增油能力14.8t，累計增油1515t。

1.2.2 通過封堵強勢層，同時對弱勢層進行增注優(yōu)化注水井段，提高注水針對性。實施井組層間精細調(diào)整37目前對應油井見效25井次，見效日增油能力21.4t，累計增油1883t。

1.2.3 新下分注井綜合應用井況、校深監(jiān)測等手段，優(yōu)選卡封位置，保障卡封成功率。實現(xiàn)分注提質(zhì)提效 。

1.3 加強分注測試管理，提高層段合格率

1.3.1 建立完善精細注采管理制度

通過修訂《采油三廠2015年油氣水井資料錄取管理規(guī)定》、建立《采油三廠2015年分注井分層測試管理制度》、完善《采油三廠2015年地質(zhì)基礎管理考核辦法》，使注水井管理實現(xiàn)標準化、規(guī)范化、制度化。

1.3.2 落實分析制度，強化分注井監(jiān)控

日觀察：采油區(qū)每天跟蹤分析水井生產(chǎn)情況，對當天不正常水井壓力、注水量變化原因進行分析。地研所注采室匯總，問題井預警開發(fā)室。

旬分析：采油區(qū)注水組每周一召開注水分析會，分析存在的問題并安排部署下旬度工作。問題井報地研所注采室，與測試隊、開發(fā)室結合，制定下步對策。

月總結：對本月影響開發(fā)的注水井進行分析采油區(qū)注水組、地質(zhì)組，地質(zhì)研究所注采室結合，在地質(zhì)例會上進行通報，提出下月治理措施。

季調(diào)整：地質(zhì)研究所與采油區(qū)對所管理的油田進行全面調(diào)查分析，編制油藏季度配注方案，保持油藏較高開發(fā)水平。

通過加強三個結合“地質(zhì)組與注水組的結合”、“地質(zhì)組與地研所的結合”、“注水組與地研所的結合”，加快問題水井解決速度，確保水井有效注水。

1.3.3 完成水井數(shù)字化管理進程

編制修改水井現(xiàn)狀分析程序、井組穩(wěn)升率分析程序，減少了采油區(qū)的大量手工統(tǒng)計工作量，統(tǒng)一了全廠水井、井組管理數(shù)據(jù)，改變了數(shù)據(jù)混亂的狀況。 將動態(tài)調(diào)配工作等同于水井措施來抓，實現(xiàn)調(diào)水任務書上網(wǎng)。

1.3.4 強化地面分注井管理

我廠地面分注井238口，占全廠分注井65.5%，2015年通過加強地面分注井的監(jiān)管，大大提高了分注井層段合格率。一是，在資料錄取方面，把井口水表底數(shù)的錄取納入日常管理范圍，每天上報；二是，在地面管理方面。要求采油區(qū)一個月驗封一次，同時對單流閥、井口流程進行驗證檢查。

1.3.5 加強治理測試問題井的力度，提高層段合格率

協(xié)調(diào)解決測試過程中存在問題；定期落實分注井封隔器密封狀況，對封隔器失效井及時制定下步措施，確保分層注水到位。

2 實施

2.1 現(xiàn)場應用

轉注、大修47井次，日增油能力40t，年累增油5621噸。實施分注細分等井組治理57井次，累計增油3398噸。實施低無效水井回采17井次，累計增油4506噸。

2.2 效益分析

該成果推廣應用于生產(chǎn)實踐，取得較好經(jīng)濟效益：當年措施投入2135萬元，油井產(chǎn)出1.35萬噸，銷售收入3706萬元，實現(xiàn)利潤1571萬元，投入產(chǎn)出比1：1.20。

3 認識與體會

提高注水三率：對應率、分注率、層段合格率是注采管理的關鍵，是油田降低自然遞減的基礎保障。

【參考文獻】

[1]王志軍，劉秀航，譚志安，等.水井增注措施優(yōu)化設計方法[J].大慶石油學院學報，2004（4）.

[2]張東榮，王軍，潘艇，等.利用存水率與水驅指數(shù)評價油田注水效果[J].內(nèi)蒙古石油化工，2001（1）.