论文部分内容阅读
摘要：针对南三区北部复杂构造区域套变加剧，含水上升快，产量递减幅度大，开发效果变差的现状，深入分析西部低压区域油层段套损多发、断块区嫩二段套损集中以及中部低效无效循环地质因素，以压力平衡为基准，精细油藏管理，地下、地面同步优化注采参数，分区域治理，探索了一条复杂构造区域低压区合理升压，套损集中区套损防控以及控制低效无效循环一体化综合治理新途径，有效改善了区块开发效果，对改善高含水后期水驱复杂构造区块具有指导意义。
关键词：监测资料;油层套损;压力均衡
引言
南三西北部覆盖南2-4排至南3-丁1排，受构造影响，平面上西块低压区小断层多且油层段套损多发、断块区嫩二段套损集中，中块低效无效循环严重，同时断层两侧压力差异较大，套损防控难度大，2015-2017年套损井数大幅增加，区块开发效果变差。针对区块现状，本着坚持低开发成本，创新高效益驱动，实现老油田高质量稳产的目标，在油田开发工作中，以“控套损，控递减”为重心，创新水驱特高含水期复杂构造区域一体化管理方法，对改善高含水后期水驱复杂构造区域开发效果具有重要的意义。
一、问题的提出
（一）西块断层多，压力不均衡矛盾突出，油层套损比例高
西块断层发育且地层倾角大，受封闭、半封闭断层影响，地层压力整体偏低，局部高压、低压井点交错。统计近两年测压对比19口井，总压差低于2.0MPa井8口，超原始地层压力0.5MPa井3口，异常比例达到58%。受复杂构造影响，南三西北部2015年水驱油层套损井数为33口，2016年26口，主要发生区域为西块。
（二）地质因素导致断块区嫩二段集中套损
断块区域断层发育位置与嫩二段深度相符，导致嫩二段套损集中。156#与157#断层间区域历史套损13口，11口与与断层断点相符，相符比例84.62%。157#断层西侧区域历史套损21口，5口与断层断点相符，相符比例23.81%。2015-2016年嫩二段套损井数保持6口井/年。
（三）中块特高含水井比例高
中块含水级别高，含水高于95%井占53%，含水高于96%井达36%，低效无效循环矛盾突出。
二、一体化治理管理主要做法
根据区块各区域开发矛盾分析，应用现有成熟的工艺技术，在综合分析评价各种措施的基础上，制定相应的治理对策。
分区域井开发矛盾及对策表
（一）查找油层段套损成因，有效控制油层部位套损
一类井：有注无采单砂体停注或注采系统调整;
停注调整：对南三区北部静态数据显示同井网有注无采的10口井36个单元逐一进行分析，分析认为确实存在有注无采单元为17个，进行连续吸水剖面分析后，对单砂体吸水2次以上3口注水井8个单元及时进行了控注调整，对历史无吸水记录或仅一次吸水记录的单砂体跟踪剖面变化，暂不调整，有效降低了套损风险。
注采系统调整：2017-2018年实施注采系统调整油转注3口，油井补孔1口。转注3口井日实注224m3。
二类井：注大于采，停、控注调整;
分析2015年以来单砂体吸水比例大于30%共计26口井32个小层，2年来共计控套损调整28口井。其中，針对断层边部、措施2次以上、实际方案虚高的井结合降虚调整9口井，日配注下调260m3/d，日实注下降40m3/d。调整后区域内小层超30%注水井剖面监测9口井，其中7口井显示单砂体吸水比例降至30%以内。
三类井：分层测压层段间压力差异大于2MPa井实施控注调整。
剪切力与地层倾角示意图 剪切力与地层倾角关系曲线
地层倾角越大的部位，油水井套管所承受的剪切力越大。南三区北部西块地层倾角较陡翼，倾角4.2～30.8°，如上图所示，当相邻两个注水层段间地层压力相差2MPa以上，即对异常高压或相对低压层段进行压力均衡调整。2017年以来区块共实施注水井分层测压9井次，对相邻层段压力差超过2MPa的3口井，对压力偏高层段实施停、控注调整，对压力偏低层段实施提水调整。
（二）西块中块合理实施压力调整，平衡断层两侧压力
西块断层发育且地层倾角大，受封闭、半封闭断层影响，地层压力整体偏低，局部高压、低压井点交错。西块、中块区域整体压力差异仅0.47MPa，但面积井网西块和中块压力差异达到0.76MPa，接近油公司规定的压力差异上限0.8MPa。断层两侧均衡地层压力主要工作为提高西块面积井网地层压力。
为提高低压区域升压提水调整的针对性，2018年针对西块扩大监测井数，由2017年19口增加到2018年的26口。
1、注入端控制套损同时确保压力稳步回升
一是加大措施增注力度及提水调整力度。2017年以来南三西西块水驱注水井实施增注措施36口，平均单井对比日增注18m3/d，措施井数占南三西北部68.18%。方案提水调整32口井，日配注上调310m3/d，日配注增加270m3/d。
2、采出端调整工作参数，确保压力稳步回升
2017年南三西北部低压区域实施油井压裂4口井，调小参调小参数恢复地层能量调整26口。
（三）个性化确定断块区萨II4及以上油层注水强度界限，加大嫩二段套损防护力度
1、分析嫩二段套损成因，实施个性化顶部保护调整。
分析嫩二段套损成因，落实嫩二段套损平面分布特点。嫩二段套损30口井，集中分布在断层两侧，其中20口井套损层位与断层断点相符，占嫩二段套损井比例66.7%。
地质因素导致萨Ⅱ4及以上油层容易导致上部油层套损，油公司规定易套损区块应将萨Ⅱ4及以上油层注水强度降低到6m3/d.m以内。针对断块区域断层发育位置为嫩二段深度，导致局部嫩二段集中套变的情况。我区针对注水井管柱情况及钻遇断层深度制定分类调整对策。 2、实施个性化顶部保护调整，控制萨Ⅱ4以上油层注水强度
157、1552断层两侧实施个性化油层顶部保护调整，萨II4以上油层注水强度保持在6.0m3/d.m以内。
一类井套变层位与断层断点相符2口井，萨II4以上油层全部停注。
二类井：嫩二段完好，顶层吸水好且未保护2口井，细分顶部保护同时控制注水强度;
三类井：嫩二段完好5口井，萨Ⅱ4以上单层注水强度控制在8.0m3/d.m左右;
四类井：对3口井萨I组停注。嫩二段完好且单层注水强度合理的6口井暂不调整。
（四）确定注水强度界限及低效循环层，控制低效无效循环
（1）面积井网按照层系合理注水强度界限控制低效循环注水
面积井网通过本厂研究得出的注水强度与相关地质参数的理论关系，将各层系注水强度分析、归纳，得到水驱面积各层系的合理注水强度范围。
注水强度与含水率、含水上升速度关系公式：
（2）高台子应用反推法，结合剖面确定高渗透吸水部位
高台子油层确定低效无效井、层方法是由高含水油井反推低效循环源头注水井，根据吸水剖面分析低效循环层。高台子油层低效无效循环层主要分布于高I2、高Ⅰ4+5、高Ⅰ8、高Ⅰ11-12、高Ⅲ20+21，平面上主体席状砂稳定分布。其中，高Ⅰ2、高Ⅰ8剖面实际吸水注水强度达到19.8m3/d.m，高于方案9.9m3/d.m，高于井网平均水平9.5m3/d.m。结合动静态综合资料，计算各油层注水倍数表明，高III20+21累计注水倍数已打7.12，是其它油层的2倍水平。
控制低效循环注水侧重细分重分调整。通过对不同井点的注水强度进行调整，改变液流方向，扩大注水波及面积。2018年实施控制低效循环调整27口58个层段，停注9个，日配注下调345m3，日注水下降335m3。累计少注水9.82×104m3。少产液3.44×104t。节约电33.78104kwh，节约能耗6.98万千克标煤。
三、一体化治理管理方法取得的效果
（一）油层部位套损得到有效控制
2015年水驱油层部位套损井数为33口，2016年26口，2018年水驱油层部位套损井数下降到5口。
（二）断块两侧中块、西块地层压力差异缩小
2018年对比2017年，高台子油层断块两侧压力差异仍保持均衡，原地层压力差异较大的面积井网地层压力差异由0.74MPa下降到0.51MPa。總压差大于1.0MPa异常高压井由6口减少至2口。年注采比由1.22下降到1.16。南三西北部总压差保持-1.19MPa稳定到-1.45MPa。
（三）断块区嫩二段套损井数下降
南三西北部嫩二段套损井数2015-2016年套损井数达到6口/年，2017-2018年套损井数控制到4口/年。
（四）中块含水升幅得到有效控制
通过两年治理，中块低效循环区域开发效果改善明显，同期对比，月产油递减幅度由1.55%下降到1.04%，年均含水升幅由年上升0.77%控制到0.46%，综合含水由年升幅0.90%控制到0.23%。
（五）南三西北部整体开发效果得到改善
通过一体化治理，提升了管理水平，有效改善了水驱复杂构造区域特高含水期的开发效果。南三西北部开发区域年含水及综合含水上升值均控制到0.28个百分点。通过一体化治理，区块递减得到有效控制，两年区块产量少递减0.95×104t，直接效益1947.5万元，考虑减少套损52口井节省的修井费用（平均30万/井）1560万元，两项合计经济效益3507.5万元。
四、几点认识
1、复杂断块区域开发管理难度相对较大，需要针对断块开发形势及相邻区块的具体开发矛盾采取针对性治理对策，进行一体化治理，有效改善区块开发效果。
2、个性化确定断块区萨II4及以上油层注水强度界限，可有效加大对嫩二段套损防护力度。
3、查找油层段套损成因，有效控制油层部位套损，西块中块合理实施压力调整，平衡断层两侧压力。
4、确定各套井网注水强度界限及低效循环层，可有效控制低效无效循环。
参考文献
[1] 隋军.李彦兴，大庆油田注水开发技术与管理.石油工业出版社，2010年11月
[2] 刘福志，石敏.分层压力分布规律及在油田开发中应用方法研究，大庆油田萨南开发区高含水期开发技术论文集，2004年9月
[3] 周鹰，张新伟，孙洪安等.油水井套损机理及综合保护技术应用研究.特种油气藏，2005，12（3）
关键词：监测资料;油层套损;压力均衡
引言
南三西北部覆盖南2-4排至南3-丁1排，受构造影响，平面上西块低压区小断层多且油层段套损多发、断块区嫩二段套损集中，中块低效无效循环严重，同时断层两侧压力差异较大，套损防控难度大，2015-2017年套损井数大幅增加，区块开发效果变差。针对区块现状，本着坚持低开发成本，创新高效益驱动，实现老油田高质量稳产的目标，在油田开发工作中，以“控套损，控递减”为重心，创新水驱特高含水期复杂构造区域一体化管理方法，对改善高含水后期水驱复杂构造区域开发效果具有重要的意义。
一、问题的提出
（一）西块断层多，压力不均衡矛盾突出，油层套损比例高
西块断层发育且地层倾角大，受封闭、半封闭断层影响，地层压力整体偏低，局部高压、低压井点交错。统计近两年测压对比19口井，总压差低于2.0MPa井8口，超原始地层压力0.5MPa井3口，异常比例达到58%。受复杂构造影响，南三西北部2015年水驱油层套损井数为33口，2016年26口，主要发生区域为西块。
（二）地质因素导致断块区嫩二段集中套损
断块区域断层发育位置与嫩二段深度相符，导致嫩二段套损集中。156#与157#断层间区域历史套损13口，11口与与断层断点相符，相符比例84.62%。157#断层西侧区域历史套损21口，5口与断层断点相符，相符比例23.81%。2015-2016年嫩二段套损井数保持6口井/年。
（三）中块特高含水井比例高
中块含水级别高，含水高于95%井占53%，含水高于96%井达36%，低效无效循环矛盾突出。
二、一体化治理管理主要做法
根据区块各区域开发矛盾分析，应用现有成熟的工艺技术，在综合分析评价各种措施的基础上，制定相应的治理对策。
分区域井开发矛盾及对策表
（一）查找油层段套损成因，有效控制油层部位套损
一类井：有注无采单砂体停注或注采系统调整;
停注调整：对南三区北部静态数据显示同井网有注无采的10口井36个单元逐一进行分析，分析认为确实存在有注无采单元为17个，进行连续吸水剖面分析后，对单砂体吸水2次以上3口注水井8个单元及时进行了控注调整，对历史无吸水记录或仅一次吸水记录的单砂体跟踪剖面变化，暂不调整，有效降低了套损风险。
注采系统调整：2017-2018年实施注采系统调整油转注3口，油井补孔1口。转注3口井日实注224m3。
二类井：注大于采，停、控注调整;
分析2015年以来单砂体吸水比例大于30%共计26口井32个小层，2年来共计控套损调整28口井。其中，針对断层边部、措施2次以上、实际方案虚高的井结合降虚调整9口井，日配注下调260m3/d，日实注下降40m3/d。调整后区域内小层超30%注水井剖面监测9口井，其中7口井显示单砂体吸水比例降至30%以内。
三类井：分层测压层段间压力差异大于2MPa井实施控注调整。
剪切力与地层倾角示意图 剪切力与地层倾角关系曲线
地层倾角越大的部位，油水井套管所承受的剪切力越大。南三区北部西块地层倾角较陡翼，倾角4.2～30.8°，如上图所示，当相邻两个注水层段间地层压力相差2MPa以上，即对异常高压或相对低压层段进行压力均衡调整。2017年以来区块共实施注水井分层测压9井次，对相邻层段压力差超过2MPa的3口井，对压力偏高层段实施停、控注调整，对压力偏低层段实施提水调整。
（二）西块中块合理实施压力调整，平衡断层两侧压力
西块断层发育且地层倾角大，受封闭、半封闭断层影响，地层压力整体偏低，局部高压、低压井点交错。西块、中块区域整体压力差异仅0.47MPa，但面积井网西块和中块压力差异达到0.76MPa，接近油公司规定的压力差异上限0.8MPa。断层两侧均衡地层压力主要工作为提高西块面积井网地层压力。
为提高低压区域升压提水调整的针对性，2018年针对西块扩大监测井数，由2017年19口增加到2018年的26口。
1、注入端控制套损同时确保压力稳步回升
一是加大措施增注力度及提水调整力度。2017年以来南三西西块水驱注水井实施增注措施36口，平均单井对比日增注18m3/d，措施井数占南三西北部68.18%。方案提水调整32口井，日配注上调310m3/d，日配注增加270m3/d。
2、采出端调整工作参数，确保压力稳步回升
2017年南三西北部低压区域实施油井压裂4口井，调小参调小参数恢复地层能量调整26口。
（三）个性化确定断块区萨II4及以上油层注水强度界限，加大嫩二段套损防护力度
1、分析嫩二段套损成因，实施个性化顶部保护调整。
分析嫩二段套损成因，落实嫩二段套损平面分布特点。嫩二段套损30口井，集中分布在断层两侧，其中20口井套损层位与断层断点相符，占嫩二段套损井比例66.7%。
地质因素导致萨Ⅱ4及以上油层容易导致上部油层套损，油公司规定易套损区块应将萨Ⅱ4及以上油层注水强度降低到6m3/d.m以内。针对断块区域断层发育位置为嫩二段深度，导致局部嫩二段集中套变的情况。我区针对注水井管柱情况及钻遇断层深度制定分类调整对策。 2、实施个性化顶部保护调整，控制萨Ⅱ4以上油层注水强度
157、1552断层两侧实施个性化油层顶部保护调整，萨II4以上油层注水强度保持在6.0m3/d.m以内。
一类井套变层位与断层断点相符2口井，萨II4以上油层全部停注。
二类井：嫩二段完好，顶层吸水好且未保护2口井，细分顶部保护同时控制注水强度;
三类井：嫩二段完好5口井，萨Ⅱ4以上单层注水强度控制在8.0m3/d.m左右;
四类井：对3口井萨I组停注。嫩二段完好且单层注水强度合理的6口井暂不调整。
（四）确定注水强度界限及低效循环层，控制低效无效循环
（1）面积井网按照层系合理注水强度界限控制低效循环注水
面积井网通过本厂研究得出的注水强度与相关地质参数的理论关系，将各层系注水强度分析、归纳，得到水驱面积各层系的合理注水强度范围。
注水强度与含水率、含水上升速度关系公式：
（2）高台子应用反推法，结合剖面确定高渗透吸水部位
高台子油层确定低效无效井、层方法是由高含水油井反推低效循环源头注水井，根据吸水剖面分析低效循环层。高台子油层低效无效循环层主要分布于高I2、高Ⅰ4+5、高Ⅰ8、高Ⅰ11-12、高Ⅲ20+21，平面上主体席状砂稳定分布。其中，高Ⅰ2、高Ⅰ8剖面实际吸水注水强度达到19.8m3/d.m，高于方案9.9m3/d.m，高于井网平均水平9.5m3/d.m。结合动静态综合资料，计算各油层注水倍数表明，高III20+21累计注水倍数已打7.12，是其它油层的2倍水平。
控制低效循环注水侧重细分重分调整。通过对不同井点的注水强度进行调整，改变液流方向，扩大注水波及面积。2018年实施控制低效循环调整27口58个层段，停注9个，日配注下调345m3，日注水下降335m3。累计少注水9.82×104m3。少产液3.44×104t。节约电33.78104kwh，节约能耗6.98万千克标煤。
三、一体化治理管理方法取得的效果
（一）油层部位套损得到有效控制
2015年水驱油层部位套损井数为33口，2016年26口，2018年水驱油层部位套损井数下降到5口。
（二）断块两侧中块、西块地层压力差异缩小
2018年对比2017年，高台子油层断块两侧压力差异仍保持均衡，原地层压力差异较大的面积井网地层压力差异由0.74MPa下降到0.51MPa。總压差大于1.0MPa异常高压井由6口减少至2口。年注采比由1.22下降到1.16。南三西北部总压差保持-1.19MPa稳定到-1.45MPa。
（三）断块区嫩二段套损井数下降
南三西北部嫩二段套损井数2015-2016年套损井数达到6口/年，2017-2018年套损井数控制到4口/年。
（四）中块含水升幅得到有效控制
通过两年治理，中块低效循环区域开发效果改善明显，同期对比，月产油递减幅度由1.55%下降到1.04%，年均含水升幅由年上升0.77%控制到0.46%，综合含水由年升幅0.90%控制到0.23%。
（五）南三西北部整体开发效果得到改善
通过一体化治理，提升了管理水平，有效改善了水驱复杂构造区域特高含水期的开发效果。南三西北部开发区域年含水及综合含水上升值均控制到0.28个百分点。通过一体化治理，区块递减得到有效控制，两年区块产量少递减0.95×104t，直接效益1947.5万元，考虑减少套损52口井节省的修井费用（平均30万/井）1560万元，两项合计经济效益3507.5万元。
四、几点认识
1、复杂断块区域开发管理难度相对较大，需要针对断块开发形势及相邻区块的具体开发矛盾采取针对性治理对策，进行一体化治理，有效改善区块开发效果。
2、个性化确定断块区萨II4及以上油层注水强度界限，可有效加大对嫩二段套损防护力度。
3、查找油层段套损成因，有效控制油层部位套损，西块中块合理实施压力调整，平衡断层两侧压力。
4、确定各套井网注水强度界限及低效循环层，可有效控制低效无效循环。
参考文献
[1] 隋军.李彦兴，大庆油田注水开发技术与管理.石油工业出版社，2010年11月
[2] 刘福志，石敏.分层压力分布规律及在油田开发中应用方法研究，大庆油田萨南开发区高含水期开发技术论文集，2004年9月
[3] 周鹰，张新伟，孙洪安等.油水井套损机理及综合保护技术应用研究.特种油气藏，2005，12（3）