必要性
我國多層砂岩油藏的地質和開發特徵決定了油田的開發部署一般不可能一次完成, 要在開發實踐中根據“ 實踐一步、認識一步、開發一步” 的原則, 在實踐中不斷加深油藏非均質性的認識, 並進一步指導實踐, 隨著開發形勢的變化, 適時進行綜合性的調整, 多次布井, 才能不斷的提高開發水平。具體分析起來, 油田注采井網調整的必要性有以下幾方面。
(1) 油層多、差異大, 開發部署不可能一次完成。我國陸相儲層層數多, 岩石和流體的物性各異, 層間、層內和平面非均質性嚴重, 各個油層的吸水能力、生產能力、自噴能力等差別大, 對注采井網的適應性以及對採油工藝的要求也都有很大不同, 若採取一次布井的辦法, 則可能層系過粗、井網過稀, 難免顧此失彼, 使大部分中、低滲透儲層難以動用; 若層系過細、井網過密, 則投入過大, 經濟效益差, 甚至可能打出很多低效井甚至無效井。因此應該採取先開採連通性好、滲透性好的主力油層, 再開採連通性較差、甚至很差的中、低滲透層, 多次布井, 分階段調整。這種方法比較適合我國多層砂岩油藏的實際情況, 特別是大型和特大型油田, 各局部區域之間也常有很大差異, 一次布井更難以適應。
(2) 油藏複雜的非均質性不可能一次認識清楚。我國河流—三角洲沉積多呈較薄的砂泥岩互層, 目前地震技術還不能把大小、厚薄不等砂體的複雜形態和展布狀況認識清楚,主要靠鑽井所獲得信息。但正如前面所分析的在一定的井網密度下對於這些砂體形態和展布狀況的認識有一定的限度。根據油田實踐經驗, 大體上在探井的井網密度下只能認識到油層組這個級別; 在探井加評價井的井網密度下, 可以認識到砂岩組; 當基礎井網打完以後, 對分布面積較大、滲透率較高的砂體可以認識得比較清楚; 只有當層系細分調整井打完以後, 才能把分布比較零散和窄小的低滲透層認識清楚。因此根據初期開發準備階段稀井網比較粗略的認識, 一次性的把井布死, 將難以符合我國多層砂岩油藏複雜的非均質狀況。因此從這點來看, 也應循序漸進, 採取多次布井的方式, 使我們對儲層非均質性主觀認識逐步接近於油藏的客觀實際, 才能正確的指導下一次的開發實踐, 獲得好的開發效果。
(3) 油藏開發是動態的變化過程, 一次性的、固定的開發部署不可能適應各開發階段變動過程的需要。油藏注水開發的工程中, 隨著注入水的推進, 地下油水分布情況不斷處於動態變化之中, 層間、層內和平面矛盾隨之不斷在發展和轉化, 各層位、各部位的壓力、產量、含水和動用情況也在不斷發生變化。每當地下油水分布出現重大變化, 原有的層系、井網就可能不適應新的情況, 需要進行綜合性的重大調整。如果已有的層系、井網不隨著地下油水分布的重大變化而及時調整, 油藏的生產狀況就可能惡化。特別是我國原油粘度一般偏高, 大量的可采儲量要在高含水期以至特高含水期采出。由於高含水和特高含水期的開發對象、開採特點、主要對策和措施與中、低含水期有很大不同, 對開發初期所確定的層系、井網的調整, 是必要的。
綜上所述, 只有自覺地把握和套用多層砂岩油藏多次布井、適時調整的規律性, 才能掌握油藏開發的主動權。
油田注水方式
天然水壓驅動和人工注水
天然水壓驅動就是不用人工補充能量或僅是人工補充少量能量就能開發油田的方法。從調整油層非均質來看, 它與邊外注水沒有大的差別, 但由於天然水驅油的水多是高礦化度的油田水, 而且全線有水的補給, 所以驅油的效果一般比注水好。從經濟上看, 由於注水量的大量減少, 原油成本、基建投資也大大降低, 所以說有天然水壓驅動就不用人工水壓驅動。
當油層天然能量不是來自邊水、底水, 而是主要來自大氣頂( 比含油體積大很多)時, 亦可以先採用氣壓驅動開採, 充分利用天然能量。
總之, 天然能量要充分利用。
邊內注水、邊外注水和邊緣注水比較
邊內注水、邊外注水和邊緣注水的差別, 從做法上看僅僅是注水井打的位置不同, 邊內注水打在油田的純油區, 邊外注水打在含水區, 邊緣注水打在油水的過渡帶。
(1) 邊外注水不能利用邊水的天然能量, 卻可以利用大氣頂的彈性能量(對於帶氣頂的油田) ; 邊緣注水可以利用少部分的邊水能量, 也可以利用大氣頂的能量; 邊內注水則兩種天然能量均有可能充分利用。
(2) 邊外注水由於注入水向含水區外流, 所以消耗的注水量多, 也就是消耗的注入能量遠遠大於采出油氣所需要補充的能量; 邊緣注水與此類似, 僅是數量少些; 邊內注水由於不存在水的外流問題, 注入水全部可以起到驅油的作用, 所以經濟效果最好。
(3) 邊內注水(以行列注水為例) 存在注水井排上注水井間滯流區的調整挖潛問題,也就是儲量損失問題, 即使採用排液拉水線的辦法, 也多不能例外, 而邊緣注水中只有部分注水井間有儲量損失, 邊外注水卻沒有儲量損失。
(4) 邊內注水如處理不好, 就有可能把可采出的原油驅進氣頂或含水區中去, 這樣就會降低油田採收率; 邊緣注水同樣存在這一問題, 可能性較邊內注水更大, 只是可能損失的儲量有限; 邊外注水卻不存在這一問題。
除了上述幾方面優缺點比較外, 重要的是考慮地質條件對哪種注水方式比較適合。
(1) 油層的非均質程度。如果油層分布零星, 邊外注水影響的範圍很小, 必然造成油區內的油井大批不見效, 開發效果很差, 這種油田不宜僅僅採用邊外注水和邊緣注水。
(2) 在含油區和含水區之間是否存在一低滲透帶的問題, 這種低滲透帶是常見的。邊外注水後大量的水外流, 造成油井見效差。在這種地質條件下, 雖然油層是大面積分布的, 也很難採用邊外注水。
(3 ) 油水粘度比若小於1 , 有利於邊外注水; 若油水粘度比在10 以上就對邊外注水不利了。這是因為油水粘度比越高, 邊外注水的外流水量就越大, 對採用邊外注水就越不利。
(4) 油層在離油水邊界不遠的含水區內就尖滅或明顯變差, 就可以大大減少外流水量, 有利於提高邊外或邊緣注水的經濟效果。
(5) 油田的大小對採用的注水方式也有一定的影響。面積很大的油田, 若不採用邊內注水方式, 油田儲量很難達到充分動用。
從上述可以看出, 邊外注水很適合於油層比較穩定、分布廣、原油性質好、較小的油田。在地質條件有利時, 邊外注水比邊緣注水好, 邊緣注水又比邊內注水好, 這樣做可減少後期調整工作量少、儲量損失少。前蘇聯彼爾石油研究設計院的研究也認為在地質物理參數相近的條件下, 邊、內外注水系統相比, 邊外注水具有效率高、採油速度高且穩定和水淹速度低的特點。實際工作中往往將這幾種方法結合套用。
行列注水、面積注水和點狀注水的比較
這三種注水方式哪種好, 也是一個有爭議的問題。在前蘇聯多主張用行列注水方式,在美國多主張用面積注水方式。之所以出現這種情況既有歷史原因, 又有其客觀條件。
前蘇聯的油田油層較好, 原油性質也較好, 所以許多學者把不均質的油層假設成均質的進行分析。水動力學計算結果認為行列注水掃油麵積係數可以達到0 .8 以上, 面積注水卻較低, 而且行列井網( 包括環狀井網) 水線會合線短, 滯流區小, 比較有利於提高採收率。美國是把注水當做二次採油的手段, 原開採井網多為均勻正方井網, 所以二次採油多用面積注水。從開發實踐來看, 這兩者是有明顯差別的:
(1) 面積注水使整個油田所有儲量一次全面投入開發, 全部處於充分水驅下開發, 採油速度高。行列注水( 線狀注水除外) 由於中間井排動用程度低, 所以採油速度相對較低些, 點狀注水一般更低些。
(2) 在油層成片分布的條件下, 行列井網的水淹面積係數較面積井網高, 較點狀注水也高。而且行列注水一個很大的優點就是剩餘儲量比較集中, 多在中間井排和注水井排上富集, 比較好找。面積注水的剩餘儲量比較分散, 有多少口油井就有多少塊, 而且很分散, 找到比較困難, 這樣油田後期調整難度、工作量要增加而且效果相對較差。
(3) 在地層分布零星的條件下, 面積井網比行列井網有利, 若再有斷層的切割, 點狀也是較好的注水方式。對均勻地層, 一般說來採用行列注水比採用面積注水方式好。只有在地層非均質嚴重的情況下才用面積注水和點狀注水。若地層非均質非常嚴重, 斷層切割又很嚴重, 早期注水開發都不一定是好的開發方式, 溶解氣驅可能是比較合理的。
(4) 點狀注水除了在上述條件下採用外, 通常還用於下列三種情況。一是作為行列井網的補充, 在油層尖滅區、斷層封閉區補打點狀注水井; 二是作為油田開發過程中調整的一種手段; 三是作為向行列注水的過渡。在裂縫定向發育的裂縫孔隙儲油層或油層條帶異常發育的條件下, 沿著裂縫或高滲透條帶注水, 開發效果才好。所以油田投入開發後, 先搞點狀注水, 而後沿著水串方向注水, 這樣才能形成較合理的注水方式。在這樣的油田上, 往往形成行列注水、面積注水、點狀注水同時存在的情況。
(5) 行列注水方式在調整過程中, 可以全部或局部地轉變成面積注水, 或在一些地區補助以面積注水和點狀注水。
沿裂縫注水
這是對定向裂縫發育的油田所採用的一種有效方法。它既是一個注水方式問題, 又是一個水驅油方向問題。從一定意義上說, 這種方式近似於坑道注水方式。在定向裂縫發育的砂岩油田, 水沿裂縫迅速水竄, 使這方向上的油井暴性水淹, 所以必須沿著竄水方向布注水井, 向其他方向驅油才能獲得最好的驅油效果。當油田發現裂縫時, 開發程式中的注水順序是個極其重要的問題。一般認為注水井不能一次轉注, 必須從點狀注水開始, 而後逐步增加注水井。
合理井網密度
合理井網密度問題的確定不僅與油藏的水驅控制程度和最終採收率等開發指標的好壞有密切關係, 而且直接影響到油藏開發的投資和費用的多少。鑽井費用、地面建設費用和採油操作費等這些主要費用都取決於井的數量。井網過密了, 水驅控制程度和最終採收率雖然很高, 採油速度也可很高, 但經濟上卻投入太多, 可能不合算。如果井數過稀了, 雖然費用少了, 但水驅控制儲量和最終採收率太低, 不僅國家的資源得不到充分利用, 而且從經濟上看同樣也得不償失, 這是因為一方面大量的勘探投資得不到經濟上的回報而被沉澱了下來, 另一方面累積產油量也減少了。
由此可見, 所謂合理的井網密度要在以經濟效益為中心的原則下綜合最佳化各項有關技術、經濟指標, 包括水驅控制儲量、最終採收率、採油速度、鑽井和地面建設等投資、原油價格、成本、商品率、貸款利率、淨現值、內部收益率、投資回收期等, 最後得到經濟效益最佳、最終採收率也高的井網密度,就是合理的井網密度。特別要注意的是多層油田開發的總井數涉及開發層系的劃分問題,層系劃分的細或粗, 油田總井數大體上將成倍地增或減, 因此無論從開發效果或是從經濟效益的角度來看, 都應該將合理的層系劃分和合理的井網密度問題統一起來綜合考慮。
關於井網密度的另一個概念是極限井網密度, 這是指總投入等於總產出時的井網密度, 這時油田開發既不贏利也不虧損, 如井網密度增加, 就會出現虧損, 所以稱為極限井網密度。
注采井網的調整
井網加密
1、井網加密調整原則
對於多斷塊油藏來說，由於層間滲透率和原油物性的差異，合採時層間干擾比較嚴重，部分油層不能充分發揮其作用，影響最終的開發效果。必須合理劃分與組合開發層系。
合理的劃分與組合開發層系一般要遵從以下的幾項原則：
①把特性相近的油層組合在同一開發層系內，以保證各油層對注水方式和井網具有共同的適應性，減少開採過程中的層間矛盾。
②一個獨立的開發層系應具有一定的儲量，以保證油田滿足一定的採油速度，並具有較長的穩產時間和達到較好的經濟指標。
③各開發層系間必須具有良好的隔層，以便在注水開發條件下，層系間能嚴格地分開，確保層系間不發生竄通和干擾。
④同一開發層系內，油層的構造形態、油水邊界、壓力系統和原油物性應比較接近。
⑤在分層開採工藝所能解決的範圍內，充分發揮工藝措施的作用，開發層系不宜劃分得過細，以利減少建設工作，提高經濟效果。這樣可以少鑽井，既便於管理，又能達到較好的經濟效果。
⑥多油層油田當具有下列地質特徵時，不能夠用一套開發層系開發：
a．儲層岩性和特性差別較大，因為滲透率的差異程度是影響多油層油田開發效果的根本原因；
b．油氣的物理化學性質明顯不同。如原油粘度的差別，將造成注水開發時油水流度比差別大、使得油井過早見水，無水採油期短；
c．油層的壓力系統和驅動方式不同；
d．油層的層數太多，含油層段過大。當然由於油藏之間互不相同，開發原則也不可能完全一致，還需要針對油藏的具體狀況進行調整。
在開發層系的組合與劃分過程中，影響開發效果最主要的因素有滲透率級差、原油物性的差異和主力油層數等三個因素。
層間滲透率級差的大小是影響開發效果的重要原因。油層滲透率不同，吸水能力、出油能力、水線推進速度、動用狀況、壓力水平等相差很大，同一套層系進行開發，必然因層間的干擾影響開發效果。人們在這一方面已經進行了大量的實際資料研究和理論計算。數值模擬計算結果表明，當兩層進行合採時，隨著兩層間滲透率級差的增大，高滲透率層的採收率有所增加，而低滲透層的採收率由於層間的干擾而大幅度下降，而總採收率是下降的。
2、井網加密方式
一般說來, 針對原井網的開發狀況, 可以採取下列幾種方式:
(1) 油水井全面加密。對於那些原井網開發不好的油層, 水驅控制程度低, 而且這些油層有一定的厚度, 絕大多數加密調整井均可能獲得較高的生產能力, 控制一定的地質儲量, 從經濟上看又是合理的。在這種情況下就應該油水井全面加密。這種調整的結果會增加水驅油體積, 全區採油速度明顯提高, 老井穩產時間也會延長, 最終採收率得到提高。加密調整井網開採的對象是: 原井網控制不住, 實際資料又證明動用情況很差的油層和已經動用的油層內局部由於某種原因未動用的部位。對於調整層位中局部動用好, 甚至已經含水較高的井層不應該射孔採油或注水。
(2) 主要加密注水井。這種加密方式仍然是普遍的大面積的加密方式。在原來採用行列注水井網的開發區易於套用, 對於原來採用面積注水井網的開發區用起來限制較多。這種加密方式, 對於行列井網, 主要用於中間井排兩側的第二排間。它適用的地質條件是: 第一排間中、低滲透層均能得到較好的動用, 再全面打井已沒有必要, 而第二排間差油層控制程度低, 又動用差。這種情況下可以考慮這種方式, 即注水井普遍加密, 而在局部地區增加少量採油井。
加密調整的層位和上一種沒有什麼不同, 但效果會有差別的。老井穩產情況將會明顯好轉。全區的採油速度的提高不如全面加密明顯, 甚至基本不提高, 這是因為增加採油井點少, 或者不增加, 油井內的層間干擾問題得不到徹底地解決。對於面積井網, 這種方式適用於地質儲量已經很好地得到控制, 但注采井數比過小,注水井數太少的情況。
(3) 難采層加密調整井網。這種方式就通過加密進一步完善平面上各砂體的注水系統, 來挖掘高度分散的剩餘儲量的潛力, 提高水驅波及體積和採收率。難采層加密調整井網的開發對象, 包括泛濫和分流平原的河邊、河道間、主體薄層砂邊部沉積的粉砂及泥質粉砂岩, 呈零散、不規則分布, 另外就是三角洲前緣席狀砂邊部水動力變弱部位的薄層席狀砂, 還有三角洲前緣相外緣在波浪作用下形成的薄而連片的表外儲層, 以及原開發井網所沒有控制住的小砂體等。這些難采層滲透性差, 單層厚度也薄,但由於層數多, 疊加起來仍普遍有一定的厚度, 採用有效的開採工藝, 單井日產量可達8～10 t 左右, 仍具有較好的經濟效益。
(4) 高效調整井。由於河流- 三角洲沉積的嚴重非均質性, 到高含水期, 剩餘油不僅呈現高度分散的特點, 而且還存在著相對富集的部位。高效調整井的任務就是有針對性的用不均勻井網尋找和開採這些未見水或低含水的高滲透厚油層中的剩餘油, 常獲得較高的產量, 所以稱為高效調整井。
井網抽稀
井網抽稀是井網調整的另一種形式, 它往往發生在主要油層大面積高含水, 這些井層不堵死將造成嚴重的層間矛盾和平面矛盾, 或為了調整層間干擾, 或為了保證該層低含水部位更充分受效, 控制大量出水, 因此有必要進行主要層的井網抽稀工作。
井網抽稀的原則主要有:
(1) 抽稀後的井網必須保證主力油層平面上注采是協調的, 不能出現有注無采或有采無注的情況。
(2) 抽稀前後力爭實現主力油層採油速度不降或少降。對於進行分層堵水的井點, 爭取做到本井產油量不降。
(3) 井網抽稀後全區的含水要受到控制, 產水量要下降。分層堵水的井應見到明顯的降水效果。
(4) 井網抽稀後注水井的注水量要進行相應的調整, 保持主力油層和非主力油層的注采平衡。
(5) 油井抽稀和注水井抽稀可以同時考慮, 但在考慮注水井抽稀時要特別慎重。
井網抽稀的主要手段可以有兩種, 一是關井, 二是分層堵水和停注。分層堵水的做法是一口井只停產主要見水層位, 其他低含水的層位繼續生產。這樣施工費用雖然較高, 但能做到:
①油井繼續採油, 得到成分利用;
② 在多層合採的條件下,原來動用不好的油層得到動用;
③被堵層確實實現了停注或停采。
關井抽稀的方法很簡單, 可以說不需要什麼費用, 但與分層堵水比較, 存在以下缺點:
①油井無法繼續利用;
②其他同井合採的差油層也被抽稀, 在多數情況下, 這些油層抽稀是不合理的;
③由於層間倒灌的影響, 不少層並沒有真的停采或者停注。
從以上分析可以看出, 在多層合注合採的條件下分層堵水( 包括油井和水井) 的辦法比地面關井要優越。只有在井下技術狀況較好, 單一油層或者各個主要層均已含水高, 關井才是合理的。
