专利名称：特高含水期油田注采系统的调整方法
技术领域：
本发明涉及一种油田注采系统的调整方法。
技术背景特高含水期是指油田综合含水达到90%以上的时期。大型陆源沉积多油 层非均质砂岩油田，其油层的主要特点是层数多、形态复杂、非均质严重。 大型陆源沉积多油层非均质砂岩油田进入特高含水期开采阶段后，注采系统 调整主要是针对区块层系指反九点法面积井网(反九点法面积井网是一种注 采井网，以l 口注水井为中心周围设有8口油井，每个注采单元共有9口井， 每个注采单元的油水井数比为3: 1，即1 口注水井需要给3 口采油井提供注 水)油水井数比为偏大，注水能力满足不了产液量的需要，注水压力偏高， 地层压力和流动压力偏低，以及油田套损比较，部分井区注采井网不完善等 问题。由于油田开发是一个对油田不断调整的过程，不同开发阶段的开发特 点不同，调整作法不同，在经过一次加密调整阶段和二次加密调整阶段后， 注采系统调整主要针对层系井网相互独立、均匀射孔独立完善的层系井网， 单独依靠采油井转注、改变液流方向、增加 主水井点、完善注采系统。但特 高含水期层系井网相互完善，井网逐次调整演变过程中形成了局部注采不完 善等开发状况较为复杂，存在诸多较为突出的矛盾。传统的只靠利用老井转 注的方法无法解决特高含水期油田注采关系问题。发明内容本发明的目的是为解决现有特高含水期开采阶段，注采系统调整主要是 针对区块层系指反九点法面积井网油水井数比为偏大，注水能力满足不了产 液量的需要，注水压力偏高，地层压力和流动压力偏低，以及油田套损比较， 部分井区注采井网不完善的问题，提供一种特高含水期油田注采系统的调整方法。本发明特高含水期油田注采系统的调整方法按以下步骤实现 一、首先对注采系统进行优化调整，采用转注间注间采排的边井形成横向线性注水 井网的注采方式、或者转注角井形成五点法面积井网的注采方式、或者转注 采油井排的边井形成纵向线性注水井网的注采方式、或者间隔转注角井形成 块状注水单元的注采方式、或者间隔转注采油井排的边井形成纵向两排注水 井夹三排采油井、中间间注间采的行列状注水井网的注采方式；二、调整井 距，井距调整到平均距离为160 190m之间。本发明通过全面系统地分析评价 了目前特高含水期袖田注采系统的状况，结合特高含水期注采关系的复杂性， 针对不同类型的油层、不同的地质特点、不同的开发状况、不同的现井网条 件，将注采系统调整归纳为五种模式，同时充分考虑"五个结合"优选注采 系统调整方法与原有井网相结合、与三次加密调整相结合、与井网互补补充 钻井相结合、与完善单砂体注采关系相结合、与低效井治理相结合，注采系 统调整后优化配套技术，实施后水驱各套层系的开采效果都得到不同程度的 改善，有效解决了特高含水期多层系多井网条件下的开发矛盾。调整后单井 日产液50.6吨，日产油3.9吨，综合含水92.28%，日产油幅度提高34.48%， 综合含水下降1.29个百分点。突出的作用表现在缓解了部分注水井的负担， 平均注水压力由12.42Mpa下降到12.11Mpa，下降了 0.31Mpa，顶破裂压力注 水的井数由69.8%下降到40.5%，产能得到大幅度提高，对比235 口无措施采 油井累计增油3.4X 104t，含水下降0.42个百分点，全区递减率减缓1.27个百 分点。本发明将使水驱注采系统调整技术更加日臻完善，为大型陆源沉积多 油层非均质砂岩油田特高含水期的注采系统调整提供了强有力的技术支持和 保证。
图1是转注间注间采排的边井形成横向线性注水井网的示意图，图2是 转注角井形成五点法面积井网的示意图，图3是转注采油井排的边井形成纵 向线性注水井网的示意图，图4是间隔转注角井形成块状注水单元的示意图， 图5是间隔转注采油井排的边井形成纵向两排注水井夹三排采油井、中间间 注间采的行列状注水井网示意图。图中的附图标记1-间注间采排的边井，2-角井，3-采油井排的边井。
具体实施方式
具体实施方式
一(参见图1~图5)本实施方式特高含水期油田注采系统 的调整方法按以下步骤实现 一、首先对注采系统进行优化调整，采用转注
间注间采排的边井形成横向线性注水井网的注采方式、或者转注角井形成五 点法面积井网的注采方式、或者转注采油井排的边井形成纵向线性注水井网 的注采方式、或者间隔转注角井形成块状注水单元的注采方式、或者间隔转 注采油井排的边井形成纵向两排注水井夹三排采油井、中间间注间采的行列 状注水井网的注采方式；二、调整井距，井距(任意两个相邻的井之间)调 整到平均距离为160~190m之间。
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二(参见图1)本实施方式采用转注间注间采排的边井形 成横向线性注水井网的注采方式，井距(任意两个相邻的注水井与采油井之 间)调整到平均距离为175m。本实施方式水驱控制程度高达94.4%，其中多 向连通比例为55.8%，提高幅度为23.4%，最终采收率值最高可达44.7%，且 与原井网的衔接关系好。
具体实施方式
三(参见图1 图5)本实施方式与三次加密调整相结合， 通过调整井距(原井距为250 m)，以提高薄差油层及表外层的动用程度。三 次加密井平均单井增加受效方向数1.0个，针对三次加密调整层系补开砂岩厚 度5.9m，有效厚度1.8m。调整后三次加密调整层系薄差油层及表外层的动用 程度明显提高，由调整前的59.6%、 42.4%分别提高到目前的70.9%、 50.4%。
具体实施方式
四(参见图1~图5)本实施方式与井网互补补充钻井相结 合，完善注采系统。大庆油田的北三区东部基础井网葡萄花层系注采油井也 是一次加密调整层系的注采出井点。葡一组油层聚驱井网中的葡萄花层系油 水井全部利用后，造成北3-5排缺少10口采出井点，根据井网现状针对不同 井排优选不同的调整方法，确定在北3-5、北3-6排缺少7 口采出井点，5口 注入井点，北2-l排缺少10 口采出井点，这些井区注采关系需要进一步完善。 根据井网现状针对不同井排优选不同的调整方法，确定在北3-5、北3-6排补 钻新注水井21口，北2-l排充分利用与二次加密调整层系井位互补关系，对 8 口二次加密注水井实施补孔用以完善一次加密井网。新井投注后周围连通的 58 口采油井，平均单井日增油2.3t，含水下降2.25%，地层压力提高0.22MPa， 平均单井累计增油298t。 二次加密注水井实施补孔后适时进行分注，注水层 段数由原来3.8个增加到5.9个，调整后周围连通41 口采油井，平均单井日 增油l.lt,含水下降0.67%，地层压力提高0.14Mpa。
具体实施方式
五(参见图1~图5)本实施方式与完善单砂体注采关系相 结合，实施油水井对应补孔，提高单砂体注采对应率。对转注井、相关采油 井、层系内其它油水井对应补孔。按照单砂体完善注采关系的原则，转注井 补孔以采定注，相关采油井补孔以注定采，层系内其它油水井则根据注采系 统调整后注采关系变化情况综合考虑进行补孔，重点是立足于本层系内单砂 体完善注采关系，综合考虑转注井与各套层系井网的衔接关系，增加多向连 通厚度比例，提高水驱控制程度，充分挖掘剩余油潜力。全区调整后油水井 对应补孔25 口井，平均单井补开4.8个层，补开砂岩厚度8.0m，有效厚度4m， 补孔后平均单井日增液27.21，日增油3.8t，含水下降3.9个百分点，平均有效 期在6个月以上。
具体实施方式
六(参见图1~图5)本实施方式与低效井治理相结合，灵 活调整提高区域整体开发效果。大庆油田的北三东注采系统调整整体上采用 转注边井的方式，但调整时结合区域的具体特点灵活调整，提高整体开发效 果。如北3-4-064井是北三东一次加密调整层系间注间采排的一口采油井，按 一次加密调整层系注采系统调整方式，该井需转注，但从井位关系看，该井 位于91#断层附近、单向受效，目前全井射开砂岩20.6m，有效9.5m，地层系 数4.735 um2.m，投产后日产液25t，日产油2t，含水90.3%，压流1.17MPa， 2002年2月不上液关井，属于一口低效井(低效井值日产油小于lt的井)， 该井关井前累积产油量只有5446t，较二次井平均水平低80.2%。为提高区域 整体开发效果，考虑转注角井北3-丁5-64井，目前该井已高含水关井。转注 后北3-4-064井目前日产液18t，日产油4t，含水77.8%，流压2.94MPa，开 发效果得到明显改善。
综上表明，特高含水期注采系统调整的方式不应再是单一依靠老油井转 注的方式，必须转变为以老井转注为主，与补孔、补井及井网互补利用等多 种措施相结合的方式，整体完善注采关系。
水驱开发调整，确定合理注采比一方面是保持油层地层压力、控制含水 上升和减缓产量递减的重要保证，另一方面，将注采比调整到合理的范围内， 可以减少部分注采比偏高地区的注水量，进一步提高水驱开发效益。北三东 注采系统调整后依据阶段注采比与压差关系曲线确定合理注采比。注采系统
调整后地层压力以恢复到原始地层压力附近为合理状态，但恢复不宜过快，
调整后压力回升幅度以每年0.15~0.25MPa为宜，根据一二次加密井的阶段压 差与注采比的关系，调整后的注采比一次加密调整层系应为1.6-1.7， 二次加 密井加密调整层系应为2.1~2.2。
特高含水期油层由于水淹、动用状况复杂，进行注采系统调整应结合单 砂层水淹、动用状况，在纵向上通过搞好分层注水井的合理细分调整，提高 注采系统的调整效果。全区细分调整15 口注水井，层段数由93个增加到103 个，层段注水量由3685立方米下降到2690立方米，其中主力油层降水445 立方米，非主力油层提水1440立方米，周围连通29口井，日产液由调整前 的1608吨增加到目前的2079吨，日产油由83吨增加到143吨，含水量由 94.84°/。下降到93.18%，平均单井日增液16.9吨，日增油2.1吨，含水量下降 1.66%。
注采系统调整后要充分利用注采关系完善的有利时机，在平面上通过新 老注水井间、高含水好油层与较低含水差油层间注水量的合理转移，促进液 流方向的改变，进一步提高注水效果。根据转注井及新投井周围油井动静态 资料，对新老井之间注水量进行合理匹配。转注井及新钻井日配注6100m3/(1， 注水强度8.5 m3/d.m，其中高含水、好油层对应层段注水强度为7.4 mVd.m， 低含水、薄差油层对应层段注水强度为9.5m3/d.m，同时转注井区老注水井注 水方案进行适量下调，日配注下调至5478mVd，注水强度由9.3 1113/(1.111下降 到7.9m3/d.m。
油井提液主要是靠放大生产压差和对差油层采取适时的改造措施，注采 系统调整后应跟踪分析，及时抓住受效的有利时机，有的放矢促进全区均匀 见效，大庆油田北三区东部系统调整后全区实施调参、换泵、压裂、酸化措 施后平均单井日产液由45吨上升到58.4吨，日产油由2.9吨上升到4.1吨， 含水由93.7%下降到93.0%，流压由5.46Mpa下降到3.85Mpa，平均单井日增 液13.4吨，日增油1.2吨，含水下降0.7%。
权利要求
1、一种特高含水期油田注采系统的调整方法，其特征在于特高含水期油田注采系统的调整方法按以下步骤实现一、首先对注采系统进行优化调整，采用转注间注间采排的边井形成横向线性注水井网的注采方式、或者转注角井形成五点法面积井网的注采方式、或者转注采油井排的边井形成纵向线性注水井网的注采方式、或者间隔转注角井形成块状注水单元的注采方式、或者间隔转注采油井排的边井形成纵向两排注水井夹三排采油井、中间间注间采的行列状注水井网的注采方式；二、调整井距，井距调整到平均距离为160～190m之间。
2、 根据权利要求l所述的特高含水期油田注采系统的调整方法，其特征 在于井距调整到平均距离为175m。
3、 根据权利要求l所述的特高含水期油田注采系统的调整方法，其特征 在于针对三次加密调整层系补开砂岩厚度5.9m，有效厚度1.8m。
全文摘要
特高含水期油田注采系统的调整方法，它涉及一种油田注采系统的调整方法。本发明的目的是为解决特高含水期，注采系统井网油水井数比为偏大，注水压力偏高，地层压力和流动压力偏低的问题。本发明采用转注间注间采排的边井形成横向线性注水井网的注采方式、转注角井形成五点法面积井网的注采方式、转注采油井排的边井形成纵向线性注水井网的注采方式、间隔转注角井形成块状注水单元的注采方式、间隔转注采油井排的边井形成纵向两排注水井夹三排采油井、中间间注间采的行列状注水井网的注采方式。本发明的作用表现在缓解了部分注水井的负担，产能得到大幅度提高，对比无措施采油井累计增油3.4×10<sup>4</sup>t，含水下降0.42个百分点，递减率减缓1.27个百分点。
文档编号E21B43/16GK101148985SQ20071014449
公开日2008年3月26日 申请日期2007年10月26日 优先权日2007年10月26日
发明者万新德, 冷延明, 庆 方, 曾雪梅, 立 林 申请人:大庆油田有限责任公司