降低注采井组含水率的方法与措施

降低注采井组含水率的方法与措施

扈希美1  陈旭2    张小青2    张艳华1  田甜1  李文文1

1、中原油田分公司文留采油厂 河南濮阳  457001

2、中原油田分公司地面工程抢维修中心 河南濮阳  457001

摘要：随着油田开发进入特高含水期阶段，井组调整治理效果变差，本文从文东油田的目前开发现状入手，分析井组含水率居高不下的主要原因，通过采取井组分类管理，井网变流线调整等手段，实现了文东油田开发效果向好的目的，注采井组含水率明显下降，提高了原油产量。

关键词：注采井组 含水率 平面流场 动态调配 变强度注水 换向注水

引言

文东油田在进入特高含水后期开发阶段，经过多轮次的开发调整，油井含水逐渐上升，主力油层已普遍水淹，具有采油速度低、措施效果变差、井况恶化等开发特点，剩余油分布更加零散，油田稳产难度越来越大。因此，做好井组治理，不断降低井组含水率，提升油气产量成为开发工作的重中之重。

1 影响注采井组含水率的原因

1.1平面流场适应性差

油藏开发历程长，注采关系复杂，高含水、高采出程度开发后期，剩余油极度分散。文东油田在流线与剩余油的研究基础上，通过开展剩余油和现流场的适应性评价，发现剩余油主要集中在北块高部位断层遮挡、注采不完善、井损区以及西部注采不完善区域，流线相对固定，存在严重的低无效注水及产液现象等问题，造成部分井组含水高、产量低。

1.2 传统动态调配水驱效率低

在对文东油田在生产的155口注水井调查后，发现正常注水井74口，日注水量3067m³，其中有38口水井处于注水见效后期，占总井数的51.4%，其对应油井水淹程度较高，含水率超过95%，属于低效短路循环的注采井组，在不调整流线的条件下，难以控制井组含水的上升速度，而探索不同注水方式，才有利于提升井组的驱油效率。

1.3 其他原因

在调查中，还发现存在技术人员动态分析不到位，注水设备老化、资料录取不准确等问题，也是影响井组含水率的原因。

2 降低注采井组含水率的方法与措施

2.1 调整平面流场

在精细流场、剩余油研究基础上，以井组、井区为中心，通过非流线区新建流线、流线损坏区恢复流线、弱流线区强化流线、主流线区控制流线的流场调整技术，高效挖掘平面剩余油。

在剩余油分布与流场适应性评价的基础上，考虑不同流线区剩余油成因及分布特点，采用“措施调整+注采调控”实施转流线，建立4种流线调整挖潜模式：模式一，构建新流线，在文东油田共实施转注11口、油水井补孔14口，新建流线17条，增加水驱控制储量56.5×104吨，增加水驱动用储量34.6×104t吨，措施及见效增油1631.2吨；模式二，恢复老流线，在文东油田共实施水井大修3口，恢复老流线6条，增加水驱控制储量9.8×104吨，增加水驱动用储量6.8×104吨，措施及见效增油352吨；模式三，堵截强流线，通过调剖调驱、挤堵、打塞等手段，对目前特高含水区的主流线实施流场优化调整，目前在文东油田共实施油水井工作量4口，措施及见效增油223吨，优化主流线7条，控制低无效水量3.6×104m3、控制低无效液量2.01×104m3；模式四，强化弱流线，通过分注、增注、提液等手段对弱流线区强化调整，在文东油田实施油水井措施及调配7井次，强化弱流7条，措施及见效增油155吨。

2.2 精细井组管理

2.2.1 实施井组分类管理

在实际生产中，将区块内所有井组按照见效的不同阶段分为四区四类，“四区”即日产油＜0.5吨 、0.5—1.0吨、1.0—2.0吨、>2.0吨，四类即重点培养井组、见效稳升井组、见效后期井组和低效待调整井组。将井组分类后，分别承包给地质、工程技术人员进行跟踪管理，当发现井组出现动态变化时，技术人员能够及时落实现场资料，并进行及时分析、制定下步调整措施，保障井组生产运行高效稳产。

通过坚持日对比、旬分析、月总结的分析制度，及时发现井组动态变化，采取动态调水。2023年在文东油田共实施水井动态调配184井次。其中上调87井次，年增加水量28.7613万m³；下调97井次，年减少水量30.9159万m³，对应油井222井次，见效油井90井次，累计增油0.2009万吨，日增油34.9吨。

同时，积极在油井管理上下功夫，结合PCS系统优选油井工作参数。在工作中始终贯彻“小泵径、长冲程、慢冲次”理念，根据油井生产动态变化，结合工艺方案设计要求，及时优化油井工作参数，使油井处于合理的工作状态。2023年累计调参54井次：其中上调21井次，下调33井次，平均冲次由年初的3.6次递减至3.12次，平均泵效由48.9%上升到51.6% ，减少躺井6井次，累计日增油0.9吨，挖潜累计增油118吨。

2.2.2 实施不稳定注水

实施变强度注水，即通过脉动注水在油层中建立不稳定的压力降,使地层的不同孔隙通道和小层间产生交互渗流,促使未被水波及到的储层、层带投入开发。2023年以来优选实施5个井组实施变强度注水，根据油井产量变化情况分别制定了各井组相应的注水周期和注水强度，累计增油255吨。

实施流场定量调整，在平面流场定性调整的基础上依据渗流力学理论，推导出井距控制法和注采压差控制法对非均质油藏进行平面流场定量调整。特别是在文东油田文16北部，利用注采压差控制法，对新文16井组进行流场定量调整，增油效果显著，井组日增油3.4吨，累增油193吨。

实施预警式调水，通过信息化监控平台实时跟踪液量变化，根据油井含水变化情况，及时调整取样周期，实现了预警式调水技术的信息化。2023年在文16-37实施预警式调水16井次，确保该井组高效稳产281天，累增油213吨，大大改善了该井组的开发效果。

实施换向注水，文16-2井组位于文东油田文16块主块，存在井间滞留区剩余油，对应水井16-8井的主吸水层是S3中5+7，通过对文16-2井对应补孔进一步完善与文16-8井的注采关系进行挖潜，措施实施后，文16-2井日产油由0.3t上升到1.3吨，日增油1吨，累增油141吨，措施效果明显。

2.3 强化日常管理

强化技术人员的作用发挥，引导技术人员在关注高产井、重点井的同时，重视低产井的生产情况，建立合理的奖励制度，不断提升技术人员油水井管理水平。同时，依托采油区信息化建设，完善油水井资料录取PCS远传系统，提升资料录取的全准率，为技术人员的动态分析提供详实的依据。

3 结论与认识

通过在文东油田，综合实施注采井组动态调整措施，恢复完善13个注采井组，增加水驱控制储量27.3×104吨，增加水驱动用储量19.7×104吨，油井受控程度及受效情况有所好转，受控井比例增加3.6个百分点，受控见效井比例增加2.7个百分点，水驱状况变好。 但注采调整是一项长期的、综合性的开发管理工作，技术人员应及时转变工作思路，激活边角井见效，不断降低井组含水率，持续改善老油田开发效果。