萨中油田南一区水驱精细注采比方法研究

肖微（大庆油田有限责任公司第一采油厂第五油矿工艺队，黑龙江 大庆 163458）

萨中油田南一区水驱精细注采比方法研究

肖微（大庆油田有限责任公司第一采油厂第五油矿工艺队，黑龙江 大庆 163458）

萨中油田南一区水驱经过50多年开发侯，受套损影响，近32%的油水井出现井况问题，有采无注井比例达到了17.8%，如何在套损的影响下探索出高含水期水驱控制产量递减和含水上升的有效方法已成为我们开发管理的主攻课题。为此，2015年应用了精细注采比方法，实施了水驱精细挖潜，取得了水驱超产、“递减、含水”得到双控、套损区保持稳定的较好效果，为高含水期水驱精细挖潜和高效开发探索了有效途径。

注采比；递减；含水

1 基本情况

南一区水驱1962年投入开发，含油面积12.6平方公里，地质储量1.26亿吨，共有油水井939口，开井642口，其中采油井开井492口，注水井开井150口，纵向上水驱的射孔井段较多，平面上分为五套开发井网（基础、一次加密、二次加密、三次加密、高台子），连通关系复杂，层间干扰加剧，高含水井层逐年增多，控制含水上升速度控制难度加大。水驱采出程度48.07%，综合含水91.93%，面临的主要问题有以下四方面：

1.1 套损关井井数多

近三年水驱新出现井况异常井90口，年累计影响产油2.1万吨，且水驱正常生产的油水井有近78%以上的井处在套损区，全矿有采无注井达到105口，占水驱的22.7%，这些井严重影响了区块的注采对应关系及区块的开发效果。

1.2 低沉没度井比例大

水驱沉没度平均182m，其中沉没度低于正常100m的井226口，占水驱开井井数的45.9%，需要我们要深刻认识小层间注采关系，做大量的综合调整挖潜工作。

1.3 注水井单段层数多，层间干扰大

从水驱分注层段来看，5段及以下分层注水井70口，占分层井的32%，其中分注层段三段及以下的注水井有39口，分注层段划分较粗，存在细分潜力，从吸水剖面显示结果来看，单层突进现象严重。

1.4 油层动用程度低

从水驱吸水剖面资料显示来看，吸水层数比例达到69.1%，砂岩吸水厚度比例为70.1%，按照公司提出的三年内三次及以上吸水厚度比例达到80%的目标还有差距。

2 精细注采比方法研究

依托引入地层系数的精细注采比的计算方法，针对层间、井间动用差异，深入了解层段间、井组间、区块间的注采关系，落实开发调整的潜力，制定挖潜对策。

2.1 精细注采比方法研究

油田常用的劈分连通井数法和劈分射孔对应率计算注采比方法只能从宏观上计算注采量，引入了地层系数计算注采比的方法更符合实际。即将一组油水井共射层的地层系数相加后平均，即得出该组连通油水井的地层系数，通过确定连通油水井共射层，将连通油水井之间的小层数据进行智能对比，确定每口井与中心井的共射层关系，再确定连通油水井共射层连通地层系数，通过计算得出连通井的劈分系数，结合井史生产数据，得到劈分生产数据，再根据计算关系，得出小层间准确的注采比。

2.2 结合细分技术，提高油层动用程度

按照“77838”注水井细分管理标准，结合注采比计算软件，认真分析细分后还存在由于隔层限制导致的单层突进、油层底部无法动用、层段吸水能力较差、周围采油井含水上升四方面问题，在细分的基础上，突出“四个结合”，即细分与浅部调剖相结合，细分与双定双换相结合，细分与措施改造相结合，细分与周期注水相结合。2015年，共实施细分调整57口，占水驱注水井数37.1%，从细分后的19口注水井吸水剖面资料统计结果看，细分后的油层动用程度比例达到78.3%，与细分前相比提高了11.2个百分点，一次吸水比例达到了90.9%，周围连通的207口未措施采油井平均单井日增油0.68吨，含水下降0.62个百分点。

2.3 结合提压注水，改善油层动用状况

水驱处于套损敏感区域，套损导致注采系不完善，地层压力水平偏低，影响区块开发效果。针对这一问题，在治理低压问题时，我们避开套损集中区域、避开套损敏感区域，依托注采比计算软件，对有压力空间的井，实施提压注水。按照“限制好层、动用差层、完成水量、压力上升、控制套损”为思路进行调整。2015年，共实施提压注水95口，对提水层段执行上限测试标准，对控水层段按下限执行，真正达到层段水量调整的目的。重新确定高渗透层放开停注层26段，注水强度3.24m3/d.m；停注5段，控制注水强度8.47m3/d.m，调整后及时检配，调整方案25口，其中全井水量下调17口，水量下调485m3；层段间水量调整，但全井水量保持不变8，对比调整较早的62口井，注水压力由9.47MPa上升到10.45Mpa，日注水量由9448 m3上升到了10725 m3，周围连通189口采油井，调整后日产液12065增加到12681，日产油由958t上升到987t，含水由92.06%上升到92.22%，沉没度由217m上升到235m。调整井区没有出现新的井况问题井。

3 效果分析

3.1 圆满的完成了各项开发指标

2015年实现了水驱原油产量超产2000吨、含水不升、递减受控的目标。

3.2 动用程度得到提高

砂岩吸水厚度比例提高1.26个百分点，薄差油层吸水比例提高3.4个百分点。

3.3 地层压力保持稳定

对比40口井，平均地层压力8.5MPa，总压差-1.97MPa，压力上升0.11Mpa。