高含水油藏剩余油开发探析

2016-03-13谢莉丽长江大学地球科学学院湖北武汉430100

化工管理 2016年31期

谢莉丽(长江大学地球科学学院，湖北武汉 430100)

高含水油藏剩余油开发探析

谢莉丽(长江大学地球科学学院，湖北武汉 430100)

油田进入高含水开发期后，为了进一步提升采油率，达到油田稳产高效开发的目的，需要研究高含水油藏剩余油分布规律，从而确定剩余油挖潜措施，提高油田开发效果。文章主要从剩余油分布规律入手，结合影响剩余油分布因素，对高含水油藏剩余油开发技术应用进行分析，以供参考。

高含水；油藏；剩余油；开发

在开发油藏过程中，如果油藏含水层达到90%，即是进入了高含水开发阶段。高含水开发阶段和低含水开发阶段相比较，其具有采油速度较低、耗水量大和剩余油分散特点，因此改善高含水油藏剩余油的开发效果，对提升采油率、开发经济效益和油田稳产高效开发起到重要作用。

1 剩余油分布规律

当油田进入高含水开发期后，为了提升采油率，必须仔细研究油藏剩余油分布规律，达到油田高效开发目的。借助剩余油饱和度模拟计算，其分布规律主要包括以下几方面：①生产井之间泄油半径外即是剩余油富集区，主要是因为油田开发时间相对较短，加上油藏渗透率较低，流体渗流速度缓慢，在油井之间中投产较晚的生产井原始含油饱和度较高地区存有大量剩余油。②平面上剩余油分布在油井之间分流线周围与井网控制差、油井收效差位置。③在层内高原始含有饱和度未补孔部位的纵向上分布着剩余油，层间有井网控制，但是没有射孔位置，这些部位原始含有饱和度都是含有大量剩余油区域，是后期挖潜的主要方向。另外，局部微构造起伏较高位置是剩余油富集区。

2 高含水油藏剩余油开发技术应用

2.1 周期注水

周期注水采油作为一种物理法采油方法，主要是利用已有的井网，通过周期注水周期性来改变油井的注入量与采出量，在地层中形成不稳定的压力场，让物体在地层中不断重新分布，让注入水在层间与平面压力差的基础上产生渗流，以此促进毛管吸渗，从而提升注入水波、参数和洗油效率，最终实现采收率的提升。一般情况下，周期注水适宜使用常规注水，主要应用在与注水井布置不同油井中，同时也可使用在严重出水使用油田中。例如在弧东七区西南部63+4单元开始实施周期注水，总共设计油井14口，水井11口。经过一年实施后，达到最佳效果，日油水平增加了16.3t，其含水量比预期降低了3.9%，采油累积到2356t。从这一含水率和采出程度可知，含水呈现直线上升趋势，在采出程度达到40%以上后，采出程度和含水率关系曲线出现拐点。需要特别注意的是，在整体调整油井过程中可因井而异，通过局部微调方式来控制含水，以此减缓产量递减。

2.2 改变液流方向

在油层中原来稳定注水，通过改变注入水方式形成固定水流方向，以此驱出高含油饱和度区的原油，或者是在微观上改变渗流方向引起水相渗透率的变化规律，以此提升可流动油饱和度，从而实现改善水驱油效果。改变液流方向的方法主要有改变供油方向与改变水流向方向等2种。是通过关闭某些注水井，转注到另一个油井中改变液流方向，从而提升注入水波和效率，增加水驱油面积。按照相关资料显示，改变液流方向的应用，能够通过注水井网的形式变化，将原来的驱油效率提升到5～8%，注水采收率上升到1.5～2.0个百分点，但在使用过程中，必须按照油水井比随含水上升来降低变化规律，选择合适的时间进行转注井数。例如红岗萨尔图油藏在8～9排油井相对丰富的剩余油中，通过抽吸井网试验来封堵+8-04井、05井、06井、07井、H36井及+9-4井、5井、21井等12个受效和水淹严重的高含水层井口，加宽高含水层油井井距，将发育差成段产能释放出来，封堵时间为2个月，在第3个月进行转注，经过试验实施后取得良好效果，主要体现在以下几点：①减缓递减。试验前选定的区域内油井产量每个月平均递减了1.39%，试验后日产油量上升到67t,已经超过标定日产油量的66t，并一直保持着稳定上升的趋势。②地层压力得到恢复。试验前地层压力是7.89MPa，试验后地层压力是8.44MPa，5个月内平均每个月地层压力增加0.1MPa。③试验前后相比，水驱可采储量比原来增加了1.36×104t，水驱采收率上升到0.28%。

2.3 降压开采

当水淹油藏剩余油停止注水，转变成衰竭式开发后，驱动类型的水驱转注就会被弹性驱动替代，使地层中流场发生变化，这时流体多承环行流向采油井，有助于原油从注入水未及波直到死油区流出。例如在濮城沙高含水油藏剩余油中开始实施降压开采，27口电泵井分阶段换成小排量电泵深抽，6口抽油机井加深提液，完成工作量的59%；日产油量由原来的3469t降低了2186t，日产量从原来的69t降低到41t，而综合含水上升到0.11%，改善了开发效果，提升最终采收率，以此降低深抽成本，从而提升经济效益。