实施不稳定脉冲注水，挖潜井间剩余油

蒋晓澜　张尊香　焦海亮

摘 要：孤东八区馆上段是孤东油田主力注水开发单元，从2002年1月停注聚合物至今，进入后续水驱阶段。该阶段水井进行细分注水，目前正处于转后续水驱含水快速上升期，综合含水由注聚前87.2%上升到目前94.5%，含水上升率为2.6%，实施有效的调配是注水开发单元下一步开发的关键。

关键词：注水开发单元；调配；脉冲注水

一、立项依据：

孤东八区馆上段是孤东油田主力注水开发单元，经历了天然能量开采阶段（1985年6月—1987年6月）；注水见效，高速稳产阶段（1987年7月—1992年4月）；层系井网调整，持续高产稳产阶段（1992年5月—1997年8月）；聚合物驱阶段（1997年9月—2001年12月）。从2002年1月停注聚合物至今，进入后续水驱阶段。该阶段水井进行细分注水，目前正处于转后续水驱含水快速上升期，综合含水由注聚前87.2%上升到目前94.5%，含水上升率为2.6%，实施有效的调配是注水开发单元下一步开发的关键。

从产量构成曲线看出 ，目前主要增产措施是卡封和防砂，补孔措施明显减少。经多年措施挖潜，下步可补孔井层逐年减少，措施难度进一步加大，稳产难度增大。因此实施有效的注采分析和注采管理，控制单井含水上升，是实现水驱开发单元稳产的关键。

目前我队共有注采井组17个，由于井网固定，油水井间存在长期的注采关系，导致地下流体沿同一方向驱进，形成大孔道或低渗带，对应油井高含水生产或受注水井影响不大，驱油效率低。而常规调配对稳定井组产量，减缓产量递减的作用明显减弱。为改善注采关系，挖潜井间剩余油，我们实施对不同方向水井进行轮翻脉冲注水。

二、技术现状及主要技术难点

技术现状：目前常规调配存在以下特点：长期性：调配间隔时间长，一般在2-3个月一次，加重了井下大孔道的存在及形成；温和性：调配幅度小，调配增减水量在50-100m3变动，且多在50m3左右调动，造成调配效果不明显。单一性：调配井次少，涉及对应油井井次少，造成水驱油面积相对较小。

主要技术难点：实施准确的调配，需不断观察、试验和摸索，认清来水方向和剩余油分布。常规调配间隔时间长，调配幅度小，不利于尽快掌握油水井间关系，且剩余油挖潜不彻底。

三、创新内容、技术关键、技术经济指标及达到的目标：

创新内容：对水井实施脉冲调配注水，主要是通过改变地下流体运动速度、运动强度及运动方向，达到进一步冲刷地层，挖潜剩余油的目的。特点是升降水幅度大，大小强度交替，具有脉冲的特性；调水方向多，不同方向轮翻冲刷，形成多方向多层次驱油的格局。与常规调配相比，具有调水幅度大，变化方向多，驱油速度和方向改变的特点。与以往脉冲调配相比，具有注水不间断，通过大幅度升降水实现脉冲的特性，减少因停井造成水井躺井或吸水变差情况的发生。

技术关键：认清油井来水方向，及时脉冲调配，改变驱油速度和方向，挖潜剩余油。

技术经济指标：年实施12口水井的脉冲调配，单井平均调配次数为6次。

达到的目标：对应油井年增油600吨。

四、项目实施及效果

05.1-8正在实施，目前已对9口水井实施脉冲调配，平均单井调配次数达5.6次，累计调配51井次，对应油井22口，累增油535吨。脉冲调配见效井例：油井24-8井生产42层，套喷生产，对应水井3口（24-10、25-081、23-1007）同层油井2口中（23-6、25N7）。24-8距离23-1007水井130米，距24-10水井300米，距25-081水井180米。经验表明，24-8受三口水井均衡制约，产量稳定。

24-8井05年1月初产量：52.4/4.5/91.4%。此时对应水井23-1007井配注100m3，25-081配注100 m3，从04年10月以来没有变化，只有24-10井于04年11月调配50/130 m3。24-8井于05年1月15日开始出现液量升，含水升的现象，液量升至100吨左右，含水升至94.7%，上升了3.3%，由于液量的增加，油量未受影响。分析来水方向为24-10，该方向注水增强，导致24-8液量含水的变化。为控制24-8含水上升，其对顶方向水井23-1007调配100/140，此时24-8产量为117.9/3.7/96.9%。 23-1007上调的同时，24-10井于05.2.20保作关，一直到6.1号开井。24-10井的停注，使23-1007井没有了对顶方向，相当于23-1007井方向水量加强，从该方向向24-8推进，驱油见效。05.4.10左右，24-8出现液量略降，含水下降的趋势，产量为：82.5/5/93.9%，较调配前产量有很大回升，一直到5月下旬，含水一路下降，油量稳中有升，峰值产量110/12/89.1%，含水下降8个百分点。为保持效果，充分挖潜剩余油，我们观察油井产量变化，避免长期注入形成大孔道，对两个注水方向做到适时调配水量。23-1007井于5月30日24-8井含水由90%升至93%时进行下调140/20，24-10井则于6月1日保钻开井，配注100 m3，驱油方向很快从23-1007转向24-10，24-8井出现又一次见效。考虑24-10方向水量大，23-1007方向偏弱，水很快会淹过来，7.20日左右，24-8含水果然出现上升，由94%升至97%。我们将23-1007上调20/100，加强对顶方向注水，且24-10井水量在100到200 m3之间来回调动，由于调配及时24-8井于8月20日左右又一次见效，含水再次下降为94%，油量保持在8吨左右。项目实施以来，该井见效天数达125天，累增油225吨，平均日增油1.8噸。

2、21N8注采井组

油井21N8井生产42.5层，两个层分别对应水井1口，42层水井为22-10，45层水井为22-8，两个层均为单向对应，调配难度大，层间开发存在矛盾。 21N8井在前期45层注聚见效后，一直是高液量，高含水生产，导致42层不能充分发挥潜力。04年10月以来22-10井由于套变，作业停修，一直不能正常注水.04年12月开井后，我们加强了42层注水，22-10以高注采比注入，配注200m3，同时22-8降水100/50，不均衡的注入方式，改变了地下流体运动方向，21N8井42层见效，含水下降幅度大，由年初98.4%降至目前的94.3%，日油由2.5升至4.8吨，见效天数80天，累增油达184吨。

以上两井脉冲调配的成功，使我们认识到：高含水期注水开发单元注采调配工作需打破常规，通过人为的改变注采强度、注入结构达到改变地下水驱油方向及强度，进一步控制来水向来水，提高驱油效率的目的。

五、应用规模及经济、社会效益分析：

经过对我队17个注采井组中的9口水井05.1-8月期间累计51井次的调配试验、结果分析，我们认为脉冲调配在增加井组日油水平方面优于以往的温和调配，适用于注采井网长时间固定不变，导致地下形成大孔道的长期开采的注水开发单元，值得推广。 实施截止目前增油535吨，可获经济效益：作业采油维护发生成本50万元，原油价格按3000元/吨计算， 535×3000/10000-50 =110.5（万元）

可获社会效益：1、降低注水单元自然递减，较去年同期对比自然递减由31.3%降至23.01%，下降8.29%，老井自然产油增加595吨，实现注水开发单元产量不递减，开发形势稳中有升；2、提高了群众性油水井分析能力。