高含水油田二次开发的基本理念和对策

二次开发的出发点和基础

 

为了阐明高含水老油田二次开发的理念, 首先要分析清楚在含水较低时(高含水前期, 含水60 %左右)行之有效的细分层系和均匀加密的开发调整措施在高含水后期以至特高含水期时难以适应的症结所在。20世纪80 年代初到90 年代是中国油田开发史上一个重要阶段, 这一时期开展了全国规模的开发调整。20 世纪80 年代初全国油田平均含水接近60 %, 因基础井网层系划分较粗, 开发层系内高渗透层已不仅是个别层见水而是普遍见水, 油井含水上升, 产量下降。但由于层间干扰, 中低渗透层基本上吸水量很少, 甚至没有吸水, 所以大多数中低渗油层中剩余油仍处于连片分布状态, 为层系细分和均匀加密提高采收率提供了丰富的物质基础。通过层系细分, 使中低渗透层减少或避免了高渗透层的干扰, 重新恢复了其应有的生产能力, 油田的含水也随之大幅下降。因此当时各油田普遍适时采取了开发层系细分、均匀加密和下大泵提液等综合调整的做法, 获得了很好的效果。从全国来看, 这个阶段总共历时10 年以上,大大延缓了含水率的上升, 累计增加可采储量7 ×108 t 左右[ 4] , 约相当于当时全国油田采收率总体上提高了8 .9 %。由此可见, 层系细分、均匀加密的做法之所以取得了这样好的效果, 其根源还在于当时中低渗透层的地下剩余油仍基本处于大面积连片分布的格局。但是, 目前情况已大不相同, 处于高含水后期特别是特高含水期的老油田, 地下剩余油分布的格局已发生了重大变化, 呈现出“总体上高度分散, 局部还有相对富集部位” 的格局 , 即使是中低渗透层, 其剩余油多数也不再呈大面积连片分布,而是程度不同地处于高度分散的状态, 只是局部富集部位相对较多而已。在这种情况下, 由于剩余油分布高度分散的普遍性, 再采取均匀加密的做法, 其效果必然会变差, 打出的调整井多数含水很高, 初含水就可以达到80 %甚至90 %以上。例如大庆油田近期新钻80 口均匀加密井, 在投产初期含水就已达到91 .1 %～ 94 .9 %。

 

从以上分析可以得到一个重要的认识, 即:油田注水开发过程中的重要调整举措能否获得成效, 除了决定于油田的静态地质条件以外, 关键还在于这些举措是否适应于地下剩余油分布的格局。

 

因此, 当含水高达80 %以上时,“总体上高度分散,局部还有相对富集部位”的剩余油分布格局是高含水油田二次开发工作中一切对策的基础和出发点, 所编制的二次开发方案设计和实施措施是否符合油田地下剩余油分布的这种格局就成为二次开发能否取得良好技术经济效果的关键。

 

对高含水油田地下剩余油分布格局的这种认识在笔者的文章中已有比较详细的阐述 。矿场试验表明即使在目前这样高的含水和采出程度条件下, 仍然能够在剩余油富集区打出一批日产10 ～ 30 t 的高产井[ 6 , 7] , 有的还达到了50 ～ 100 t 的数量级。例如, 大庆油田位于断层附近的杏2-31-P43 井及北2-350-P47 井在2006 年相继投产后, 由于含水分别仅为24 %和12 %, 初期日产油量分别为100 t 及50 t 。又如北2-350-检45 井, 由于受废弃河道的遮挡作用, 在聚合物驱以后, 还存在着厚达5 m 的剩余油未动用。这些事实充分说明在高含水条件下, 剩余油相对富集区仍然存在, 特别在聚合物驱以后, 也仍然存在着相对富集区。这大大扩展了油田开发工作者寻找剩余油富集区的范围, 而且也为聚合物驱后进一步提高采收率提供了新的方向。

 

二次开发的基本理念和对策

 

基于上述对地下剩余油分布格局的认识, 应该对局部剩余油相对富集区和广泛分布的分散剩余油采取不同的对策和方法, 并且考虑到老油田套损严重、井况差所造成的开井率低、注采系统不完善的现状, 确实还需要打一些调整井来重新组合成比较完善的井网系统, 但是这种井网系统的重组, 也必须和地下剩余油分布格局相适应。因此, 高含水油田二次开发的基本理念可归结为:“在分散中找富集, 结合井网系统的重组,对剩余油富集区和分散区分别治理” 。

 

根据上述二次开发理念, 可以对其基本做法设想如下:

 

对于剩余油富集区, 通过深化油藏描述和量化剩余油分布, 重新构建地下认识体系 , 查明富集区的准确位置和相应剩余可采储量规模, 据此可以考虑打不均匀高效加密井或采用其他调整措施来提高水驱采收率;对于分散的剩余油, 可以使用可动凝胶进行油藏深部调驱来驱出这些分散的剩余油;对于井网不完善、水驱控制程度低的油藏, 需要结合剩余油分布状况, 以切实提高水驱采收率为目标, 全面调整和优化注采关系,进行井网重组 。在此基础上, 针对老油田含水上升所造成的注水能力和产出液组成的变化, 采取“ 优化”和“简化”的方式重新调整地面流程[ 3] , 使之与新的井网系统相适应。

 

 剩余油富集区的挖潜对策

 

要根据剩余油富集区面积大小及剩余油可采储量规模, 采取直井与水平井相结合的方式进行不均匀井网加密。对断层附近及正韵律储集层上部面积较大的富集区, 可以贴近断层或者找准夹层的上部打水平井,层数多时还可部署多分支井等复杂结构井, 如此也解决了高含水老油田难以确定水平井井位的问题;对面积相对较小的富集区可打直井, 若附近已有油井, 可考虑打侧钻井;面积更小的富集区可考虑转注、补孔或其他措施, 如调整注采关系等。

 

钻水平井是重要的挖潜措施, 但在处于高含水后期或特高含水期的老油田中应用时, 应考虑如下两方面的问题:一方面是水平井通过增加与油藏的接触面积, 可以较大幅度地提高单井产量;另一方面应该充分考虑地下剩余油高度分散性的影响, 加之水平井具有较长的水平段, 比直井更容易钻遇高含水部位, 导致大量出水, 对此目前还缺乏有效的治理办法, 势必将造成难以弥补的损失。所以, 在含水80 %以上的高含水油田打水平井, 其成败的衡量标准应该遵循这样3 个原则:

 

①水平井的初含水必须明显低于周边的老井, 并获得较高的单井产量;

②水平井含水的增长不能太快, 特别要注意避免暴性水淹, 确保水平井有较高的累计产量;

③水平井的经济效益要好于直井, 要有较高的投入产出比。

 

为了满足这3 个原则要求, 在高含水油田打水平井, 必须优化井位, 力争把水平井打在剩余油富集区。此外, 基于水平井的控制储量和所获得的单井产量成正比的规律, 水平井还必须打在有足够剩余可采储量的较大富集区上。应该认真分析富集区的准确位置和规模, 对水平井的井位、水平段的方向和长度进行个性化的优化设计, 避免粗放地随意成批部署水平井。为了保证水平井较长时期的高产稳产, 还必须建立完善的注采系统, 有效地补充能量。这方面目前还缺少成熟的做法, 需要加强研究。

 

据目前已打出的高效调整井的资料推测, 这些水平井一般日初产可达10 ～ 30 t 甚至更高。与目前一般直井调整井约3 t 的日产量相比, 一口水平井产量相当于3 ～ 10 口直井产量, 可以大大减少井数, 提高经济效益。而且这些富集区的剩余油是一般的常规井网所难以采出的, 所以这些高效调整井所采出的原油, 大部分可作为对提高采收率的贡献, 并且常可形成相当可观的规模。根据目前已有的实践数据, 预计可提高采收率1 .5 % ～ 3 .0 %。

作者简介:韩大匡

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