新肇油田注采系统井区注采比调整研究

王中敏（中石油大庆油田有限责任公司第九采油厂，黑龙江 大庆 163853）

新肇油田采用300m×300m正方形反九点井网同步注水开发，动用石油地质储量818.88×104t，含油面积30.68km2。全油田共投产油水井398口，其中注水井103口，抽油井175口，捞油井120口。截至2006年4月底，新肇油田累积产油72.5582×104t，采出程度8.61%，累积注水220.168×104m3，累积注采比1.73，月注采比3.23，综合含水37.98%。

新肇油田古634区块自2000年11月投入开发，受裂缝影响，暴露出注水井排油井见水快，见水后含水上升速度快等问题。虽采用方案调整、模拟线性注水、堵缝调剖等措施，但效果均不理想。鉴于新肇油田古634区块井排方向与储层裂缝方向一致，根据数值模拟结果，结合油田动静态情况，总体规划了37口转注井，使新肇油田古634区块整体上形成行列注采井网［1］。2003年转注8口井，2004年转注6口井，2005年转注21口井。2003、2004年注采系统调整井区受效井，截止到2005年底累积增油5272t，注采井网调整有效地缓解了产量递减速度，改善了油田开发效果。

1 问题的提出

合理的注采比是保持合理的地层压力，从而使油田具有旺盛的产液、产油能力，降低无效能耗，是取得较高原油采收率的重要保证［2］。

目前注采系统调整井区月注采比2.94，较高的注采比会造成2种不良的后果：①注水压力上升速度快，局部形成高压带，注水困难。转注井区注水压力由2005年12月的13.5MPa上升到2006年4月的14.0MPa，上升了0.5MPa，平均注水压力上升速度0.1MPa/min，部分井接近系统压力水平，由于注水压力高，不吸水，已关井1口。②油井、排油井见水，形成新的注水条带。随着注水时间的延长，转注井区暴露出油井、排油井暴性水淹的新问题。出现了新106-74井见水，与新肇油田东西方向裂缝水淹特点相似。新106-74井是位于注采系统调整井区，周围有6口注水井（4口转注井），该井于2005年8月12日开始含水上升，日产液由8月初的3.2t上升到10.7t，上升了7.5t；日产油由2.8t下降到0t，下降了2.8t；含水由12%上升到100%，上升了88%。分析为注入水，来水方向为古634井的PI2，累积注水5230m3，注水强度1743m3/m。为此，要合理匹配注水强度，确定合理的注采比。

2 合理注采比的确定

2.1 通过产量确定合理注采比

从转注后注采比的实际情况分析，新肇油田注采系统调整井区刚转注初期随着注水时间延长，注采比不断上升，当2004年12月份至2005年6月份产量比较稳定，注采比波动范围相对较小，可以得出月注采比在2.10时，产量比较稳定。这与地层条件比较相近的头台油田、新民油田（注采比均在2.0左右）相符。虽然高注采比有利于恢复地层能量，但高注水强度导致油井见水，注采调整系统井区出现新106-74井、新102-76井含水上升，使注采系统调整区块产量下降，日产油由2005年10月的111t下降到2005年12月的86t，下降了25t，综合含水由16.26% 上 升 到28.71%，上升了12.45%。自2005年10月匹配新老注水井注水强度（针对2003年转注井），对部分老注水井采取周期注水关井方式，降低其注水强度，使其注采比下降到1.81。2005年12月至2006年3月，由于2005年转注井开始注水，注采比呈上升趋势（见图1）。综合分析新肇油田注采系统调整井区注采比在2.10左右比较合理。

图1 新肇油田注采系统调整井区月注采比曲线

2.2 通过地层压力恢复求得注采比

根据注采系统调整井区地层压力与年注采比的关系曲线（图2），根据新肇油田地层压力年恢复实际情况，2005年地层压力为12.20MPa，2006年地层压力要恢复12.45MPa，则需要年注采比2.26，这与产量分析法得出的合理注采比数值相当。

图2 新肇油田注采系统调整井区地层压力与注采比关系曲线

3 注采比调整方法

注采比的改变直接影响到油井的地层压力和采油速度。尤其低渗透裂缝性油田，合理注采比的确是油田开发的关键。为降低转注井区的注采比，转注初期建议对老井采取周期注水，可以改变高低渗透部位之间的压差，充分发挥岩石毛细管的渗吸作用［3］。依据2003年转注效果，油井在转注6mon后开始受效，半年后新老注水井水线地下沟通后，对水井排实施整体方案调整。注采比调整方案如下：①注水井整体周期注水，即每间隔一排停注一排，降低区块注采比，方案调整后注采比可控制到1.72～2.08。该方案虽然可以缓解注水压力上升速度，但容易造成局部油井供水不足。②注水井层段交替周期注水方案，即相邻2口注水井，注不同层段，降低区块注采比，方案调整后注采比可控制到2.27～2.32，既可控制油井含水上升，又可缓解层间矛盾。③注水井交替周期注水方案，即相邻2口注水井，只注1口井，降低区块注采比，方案调整后注采比可控制到1.85～1.95，可以缓解注水压力上升速度，同时调整平面矛盾。

4 结论及认识

1）新肇油田注采系统调整井区注采比应控制在2.10～2.26。

2）待转注井注水6mon后，进行注采比调整，以满足油田需要。

3）注采比调整应采用注水井层段交替周期注水或注水井交替周期注水方式。

［1］秦东，马东.线性注水方式在裂缝方向单一油田开发中的应用 ［J］.中外能源，2007，12：51-53.

［2］李结实，葛云凤，张扬凡.敖宝塔油田合理注采比研究 ［J］.大庆油田石油与地质开发，2002，21（2）：17-18.

［3］袁士义，宋新民，冉启全.裂缝性油藏开发技术 ［M］.北京：石油工业出版社，2004：179-181.

［编辑］ 洪云飞