大慶油田特高含水期多層段油層吸水比例變化機理

母建光

(大慶油田有限責(zé)任公司 第三采油廠，黑龍江 大慶 163256)

1 過渡帶地區(qū)多層段油層吸水比例變化趨勢

從近年來過渡帶地區(qū)注水井吸水剖面的統(tǒng)計過程中發(fā)現(xiàn)，部分注水井吸水比例呈現(xiàn)大幅下降的趨勢。其中加密井網(wǎng)吸水層數(shù)比例由2001年的56.4%下降到2011年的28.1%，下降幅度達到28.3%；三套層系表外層的吸水層數(shù)比例由2001年的37.8%下降到2011年的7.7%，下降幅度達到30.1%。

圖1 北過歷年薄差層吸水層數(shù)比例變化曲線

2 多油層吸水比例變化機理及影響因素

2.1 多油層吸水能力變化遵循多電阻電路并聯(lián)原則

根據(jù)流體力學(xué)原理，多油層在等壓差條件下的吸水能力與電路中多電阻并聯(lián)原理相同，根據(jù)電路并聯(lián)原理，U=R1×I1= R2×I2= R3×I3，即在油水井間為等壓差下，多油層中某一油層的吸水流量與油層的阻力呈反比。

宏觀實例及分析：1997年403隊電泵井雙管回油；1997年403隊為節(jié)約摻水流量，利用電泵井流量大、回油溫度高的特點，取消原摻水流程，對回油管與摻水管并聯(lián)，實現(xiàn)從單井產(chǎn)出液量經(jīng)回油管與摻水管并聯(lián)輸回計量間的流程工藝。但在后期電泵井故障時發(fā)現(xiàn)，采用雙管回油工藝的電泵井，僅有一條管線暢通，另一條管線被堵死。分析其原因，兩條管線內(nèi)流體的流動阻力略有差別，在等壓差的條件下，流速與阻力成反比，而流速降低，原油在其中的溫降增大、結(jié)蠟速度加快，從而使該管線內(nèi)流體流速越來越慢，最終停止(堵死)。而油層由于注水水質(zhì)、雜質(zhì)等造成地層傷害，同樣可造成地層孔隙度滲透率變差，使其內(nèi)阻力增大，并導(dǎo)致油層吸水能力變差。而這種地層傷害作用對低滲透層作用尤其明顯。

圖2 多電阻(油層)并聯(lián)電路原理示意圖

統(tǒng)計北部過渡帶注水井吸水油層情況中發(fā)現(xiàn)，層段內(nèi)小層數(shù)越多，吸水層比例越小，并呈線性遞減關(guān)系；同時，每個層段內(nèi)的吸水層數(shù)也呈較為規(guī)律的變化規(guī)律，層段內(nèi)發(fā)育5個小層以下，平均有一個小層吸水，層段內(nèi)有6～9個小層，平均有2個吸水層，層段內(nèi)超過10個層，其吸水層保持在2～3個之間。而這種吸水狀況與油層發(fā)育無關(guān)，表明其受油層內(nèi)阻力變化影響較為顯著，層段內(nèi)油層越多，這種并聯(lián)分流作用越明顯。

圖3 吸水層數(shù)與層段數(shù)及層段內(nèi)小層數(shù)的關(guān)系曲線

2.2 兩個滲流阻力相近的注水層段，其吸水能力互相干擾

發(fā)育差異小的多個層段層間干擾明顯，注入水呈脈沖式注入；在多層段注水井中，吸水能力的差異隨壓力的變化而變化：由于注入水總是沿著能量消耗最小的通道前進，地層中的注入水也并不總是呈線性變化規(guī)律。在兩個吸水能力相差不大的情況下，表現(xiàn)為隨壓力的變化，層間干擾較為嚴重。測試資料顯示為折線式向上的規(guī)律，當(dāng)停注其中一層，而另一層則同樣符合單層滲流規(guī)律，即吸水量隨壓力的上升而增大。層段距離越接近，這種干擾越明顯，而距離相距較遠的兩個層段，這種干擾作用大大減弱。

以北4-3-丙水67井為例，該井有4個注水層段，其中偏3死咀停注，在注水壓力在12.7MPa時，偏1層段吸水量高于偏2層，而2個層段的厚度相差不大，在偏1層吸入較多的水量后，阻力隨之增大，因此，當(dāng)壓力提至13.2MPa時，注入水沿阻力相對較低的偏2層段注入，而偏1層段吸水量反而減少。因此，我們分別將該偏4和偏2投死咀、偏4和偏1投死咀，分別測得偏1和偏2層段的吸水指示曲線如圖4，從圖中可以看出，在沒有層間干擾的狀態(tài)下，兩個層段也呈現(xiàn)規(guī)律的注水壓力與吸水量成正比的關(guān)系。

圖4 多層段小層吸水干擾情況曲線組圖

2.3 在無注水壓力擾動情況下，部分注水井易形成單一注水突進層

通過對注水井的測試資料統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，在注水壓力波動前后，層段吸水能力發(fā)生較大的變化。而對于發(fā)育差異小的層段，層間干擾作用主要體現(xiàn)在某一壓力點，其吸水能力相差較大。但當(dāng)達到某一特定壓力點之上，全井水量達到較高水平后，小層吸水能力達到最大值，僅在此時，發(fā)育差異較小的層段之間其吸水能力趨于相同。

圖5 注水壓力變化后的各小層吸水指示曲線圖

2.4 長期不吸水油層其滲透率呈下降趨勢，并在上覆壓力作用下，易形成次生尖滅

根據(jù)流體力學(xué)理論，當(dāng)井組單元注小于采，區(qū)域地層壓力下降，地層孔隙內(nèi)部支撐力減小，有效上覆壓力(上覆巖壓與孔隙中流體壓力之差)相對增加，孔隙被壓縮，產(chǎn)生形變。這種形變在低滲透油層尤為明顯。當(dāng)有效上覆壓力增加到一定程度，巖石骨架發(fā)生的形變中將有一部分不可逆，從而使低滲透油層的滲透率更低，并可能形成次生尖滅及透鏡體狀砂體。

從北4-100-薩零74井測壓資料對比情況來看，該井投產(chǎn)初期滲透率、導(dǎo)壓系數(shù)相對較高，分別達到209.1×10-3μm2、304.1m2/hr，地層壓力6.91MPa，處于原始地層壓力附近；2010年8月份注水見效后，其地層壓力上升至9.66MPa，而滲透率和導(dǎo)壓系數(shù)則大幅下降，降幅分別達到158.63×10-3μm2和159.9m2/hr。之后隨著注入井停注，油井產(chǎn)出主要依靠消耗地層內(nèi)部能量及上覆巖壓為主，滲透率及地層導(dǎo)壓系數(shù)下降至極低水平，地層壓力也降至3.45MPa，表明該井已經(jīng)形成巖石壓縮形變，進一步可形成次生尖滅。

表1 北4-100-薩零74井測壓資料參數(shù)變化情況表

從該井的壓力導(dǎo)數(shù)圖中可以明顯看出，投產(chǎn)初期油井除井筒儲集段，還可形成簡短的徑向流段，而在2011年3月的壓力導(dǎo)數(shù)圖中，僅有純井筒儲集階段曲線，而未形成徑向流段，表明其地層內(nèi)液體流動能力極差，已經(jīng)無法順利到達井底。

3 提高油層吸水比例的治理原則及方法

3.1 上限壓力注水，用縮小水咀或封堵高滲透層的方法減小油層內(nèi)阻力差

薄差層物性較差，其內(nèi)部滲流阻力較厚層大，因此薄差層的吸水啟動壓力較厚層大。根據(jù)過渡帶注水啟動壓力測試資料看，薄差層的平均啟動壓力達到13.2MPa，而吸水好的層段平均啟動壓力達到9.7MPa，二者相差3.5MPa。

我們對15口井的19個欠注層段進行層間矛盾試驗，在現(xiàn)場試驗中，分別對控制層縮嘴、投死嘴，并提高注水壓力到頂破裂壓力，油壓由12.6MPa增大到14.1MPa，上升1.5MPa，加強層注水量提高409m3/d，完成配注率從初始狀態(tài)的0提高到75.74%，欠注層數(shù)減少11個。

因此，為提高油層吸水比例，采取上限注水同時用縮咀或封堵高滲透層是較為有效的一個方法。

表2 北部過渡帶層間矛盾調(diào)查試驗情況表

3.2 及時處理問題井及欠注層，避免長期停注水造成薄差層永久傷害

從北過地區(qū)四條帶及加密井網(wǎng)注水井套損修復(fù)后吸水狀況來看，套損井停注3年以上的井，在修復(fù)以后仍然完不成配注；而套損停注3年以內(nèi)的井修復(fù)后恢復(fù)注水較好，基本可以完成配注?；A(chǔ)井網(wǎng)套損井修復(fù)后注水狀況未受明顯影響。

從歷年欠注井層治理情況看，欠注時間較短的利用酸化措施治理即可實現(xiàn)，欠注時間在4-15個月的，通過壓裂措施治理可實現(xiàn)注水恢復(fù)，而欠注時間在15個月之上的井，通常措施效果不明顯，部分井多次措施后依然無效。

4 結(jié)語

1)過渡帶多層段油層吸水遵循多電阻并聯(lián)原則，吸水能力與油層內(nèi)阻力呈較明確的相關(guān)關(guān)系，而油層內(nèi)阻力變化受注入水質(zhì)、地層壓力、油層性質(zhì)等因素影響保持持續(xù)變化狀態(tài)，這也是油層存在較明顯的層間矛盾的主要原因。

2)多個油層內(nèi)滲流阻力相近的油層其吸水能力相互干擾，在保持某一個壓力點注水的時候，易形成單一注水突進通道，因此保持相對較高的注水壓力，并對注水壓力進行經(jīng)常性擾動，可以避免注水突進通道的形成。

3)薄差層發(fā)育較多的注水井，停注時間越長，對差油層傷害越大，恢復(fù)注水的難度也越大，對于薄差層問題井及欠注層的治理堅持“早治理”原則是恢復(fù)注水能力的關(guān)鍵。

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