盤(pán)古梁侏羅系油藏提高水驅(qū)采收率技術(shù)研究

王 凱，陳建宏，張 彬，楊學(xué)武，張 鵬，李化斌，吳國(guó)文

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

盤(pán)古梁侏羅系油藏提高水驅(qū)采收率技術(shù)研究

王 凱，陳建宏，張 彬，楊學(xué)武，張 鵬，李化斌，吳國(guó)文

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

針對(duì)盤(pán)古梁侏羅系油藏注水上存在的平面水驅(qū)不均和剖面吸水狀況變差的問(wèn)題，分析影響油藏注水水驅(qū)采收率的沉積韻律、重力作用、儲(chǔ)層非均質(zhì)性、邊底水發(fā)育、壓裂改造等控制因素，研究出精細(xì)注采調(diào)整、完善注采井網(wǎng)、“三小一低”措施引效、開(kāi)展周期注水等均衡平面水驅(qū)的技術(shù)手段，以及改善剖面水驅(qū)的化堵調(diào)驅(qū)、補(bǔ)孔調(diào)剖、暫堵酸化和選擇性增注等技術(shù)手段，從而提高油藏注水水驅(qū)采收率，有效減緩含水上升、降低油田遞減，確保盤(pán)古梁侏羅系油藏穩(wěn)定高效開(kāi)發(fā)。

侏羅系油藏；水驅(qū)采收率；技術(shù)對(duì)策

盤(pán)古梁侏羅系油藏在區(qū)域構(gòu)造上屬于鄂爾多斯盆地一級(jí)構(gòu)造單元陜北斜坡中段，區(qū)域構(gòu)造為一向西傾斜的大型平緩單斜，由于差異壓實(shí)作用，形成多組軸向呈近東西向的鼻隆，侏羅系油藏就分布在這些鼻隆構(gòu)造的較高部位，整體構(gòu)造形態(tài)上表現(xiàn)為東高西低，北高南低的特征。

延10期是以河流相的粗碎屑沉積為主，受構(gòu)造抬升作用影響，河流下切作用較強(qiáng)，延10期河道砂體展布特征明顯受古地貌形態(tài)控制。延9期發(fā)育分流河道及水下分流河道砂體，砂體厚度一般15～20 m，分流河道砂體是主要的儲(chǔ)集體，砂體呈北西向及北北西向展布。

油水相對(duì)滲透率曲線顯示中強(qiáng)親水特征。等滲點(diǎn)處的含水飽和度為55%，在最大含水飽和度時(shí)，水的相對(duì)滲透率為15.9%，因孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，微孔占據(jù)的空間較大，致使束縛水飽和度達(dá)到29.2%，殘余油飽和度40.1%，可動(dòng)油只有30.7%，隨著含水飽和度增加，油相相對(duì)滲透率的下降速度遠(yuǎn)大于水相滲透率的上升速度，使油水兩相總流度比下降，將會(huì)增加穩(wěn)產(chǎn)的難度。

1 油藏水驅(qū)存在的主要問(wèn)題

1.1 油藏注水平面上水驅(qū)不均衡

盤(pán)古梁侏羅系油藏由于平面上水驅(qū)不均衡，造成部分區(qū)域依舊存在采液強(qiáng)度偏大或偏小、平面采液分布不均的現(xiàn)象，容易導(dǎo)致油井含水上升速度加快。盤(pán)古梁侏羅系油藏合理采液強(qiáng)度為0.6～1.2 m3/d·m，但仍有64口井采液強(qiáng)度大于1.2 m3/d·m，45口井采液強(qiáng)度小于 0.6 m3/d·m。

1.2 注水井剖面上吸水狀況變差

盤(pán)古梁侏羅系油藏注水井剖面上吸水狀況逐步變差，主要表現(xiàn)為部分井吸水厚度變薄，其中17口可對(duì)比井平均吸水厚度由8.1 m下降到7.5 m，多為尖峰狀或指狀吸水，水驅(qū)動(dòng)用程度仍然較低（58.8%），注入水易沿高滲段、突進(jìn)，造成油井含水上升速度加快，油藏水驅(qū)效果變差。

表1 盤(pán)古梁侏羅系油藏采液強(qiáng)度統(tǒng)計(jì)表

表2 盤(pán)古梁侏羅系油藏注水井吸水狀況統(tǒng)計(jì)表

2 水驅(qū)采收率的控制因素分析

盤(pán)古梁侏羅系油藏由于注水井吸水厚度逐年減薄，使得吸水強(qiáng)度增大，注入水向油井迅速推進(jìn)，形成竄流通道，引起油井含水迅速上升，從而造成水驅(qū)效果差，水驅(qū)采收效率降低。侏羅系油藏水驅(qū)采收率主要受五方面因素的控制。

2.1 沉積韻律影響

侏羅系延9油藏表現(xiàn)為正韻律沉積特征，決定了注入水總是沿底部物性好的部位推進(jìn)。例如柳33-49延9自然伽瑪和自然電位曲線呈鐘型，反映向下砂巖粒度變粗，泥質(zhì)含量降低，水動(dòng)力條件逐漸變強(qiáng)，注入水容易沿底部推進(jìn)。

圖1 柳33-49井延9單井相剖面相

2.2 儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響

2.2.1 剖面非均質(zhì)性 延9延10儲(chǔ)層剖面上滲透率級(jí)差都比較大，而且在剖面上表現(xiàn)為明顯的高低滲段交替出現(xiàn)，變化頻繁，非均質(zhì)性表現(xiàn)更強(qiáng)，致使注入水沿高滲部位推進(jìn)，導(dǎo)致水驅(qū)狀況變差，油井含水上升加快。例如柳37-49延10自然伽瑪和自然電位曲線呈鋸齒狀，泥質(zhì)含量偏高，注入水容易沿高滲部位推進(jìn)。

圖2 柳37-49井延10單井相剖面相

2.2.2 平面非均質(zhì)性 侏羅系油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性主要為沉積相及沉積微相，其次為后期的成巖作用。受原始沉積環(huán)境影響，在主河道微相主要沉積粒度相對(duì)較粗的砂巖，巖石原始孔隙度、滲透率較高，雖經(jīng)后期成巖作用改造，但仍保存了較高的孔隙度和滲透率。在河道邊部沉積水動(dòng)力較弱，沉積的砂巖粒度相對(duì)較細(xì)，泥質(zhì)含量升高，造成原生有效孔隙度和滲透率降低，在經(jīng)過(guò)后期成巖改造后有效孔隙度和滲透率進(jìn)一步降低。延9儲(chǔ)層物性相對(duì)較好，平面上表現(xiàn)出砂巖主體帶物性較兩側(cè)漫灘相要好，延10儲(chǔ)層平面上滲透率級(jí)差達(dá)9.13倍，延9、延10儲(chǔ)層的平面非均質(zhì)性，致使注入水總是沿主砂體高滲方向推進(jìn)，導(dǎo)致平面水驅(qū)不均。

圖3 新52延9油藏滲透率分布模擬結(jié)果圖

2.3 重力作用影響

在相對(duì)均質(zhì)的沉積韻律下，注入水均勻推進(jìn)，但是受重力作用影響，注水井剖面上吸水段不斷下移，使得吸水厚度逐步變薄，注入水沿油層底部推進(jìn)，導(dǎo)致注水井吸水狀況變差，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度逐年降低，引起部分油井含水上升，注水水驅(qū)效果變差，最終導(dǎo)致水驅(qū)采收率降低。

2.4 邊底水發(fā)育影響

盤(pán)古梁侏羅系油藏邊底水比較發(fā)育，邊水內(nèi)移和底水上錐，抑制注入水水驅(qū)，導(dǎo)致油井高液量，含水高或上升快，水驅(qū)效率降低?？梢?jiàn)邊底水對(duì)水驅(qū)采收率的影響也是不容忽視的。

圖4 柳18-42井吸水剖面圖

2.5 壓裂改造影響

侏羅系延9油藏77.9%的注水井是由經(jīng)過(guò)壓裂改造的油井轉(zhuǎn)注的，延10油藏88.5%的注水井是由經(jīng)過(guò)壓裂改造的油井轉(zhuǎn)注的，壓裂改造提高儲(chǔ)層有效滲透率，致使注入水沿高滲段推進(jìn)，形成了高滲透率的大孔道，而對(duì)低滲段水驅(qū)作用很小，注水井剖面吸水狀況變差，油藏水驅(qū)效果變差，水驅(qū)采收率降低。

表3 盤(pán)古梁侏羅系油藏注水井吸水狀況對(duì)比表

3 侏羅系油藏提高水驅(qū)采收率技術(shù)研究

3.1 數(shù)值模擬和油藏動(dòng)態(tài)為基礎(chǔ)，精細(xì)注采調(diào)整

通過(guò)油藏動(dòng)態(tài)和油藏工程計(jì)算，并結(jié)合數(shù)值模擬研究結(jié)果，制定出合理的開(kāi)發(fā)技術(shù)政策。注水上精細(xì)平面注水調(diào)整，合理注采比；采液上對(duì)采液強(qiáng)度大的井控液，合理采液強(qiáng)度，有利于均衡平面水驅(qū)，改善水驅(qū)效果，降低含水上升率。

表4 盤(pán)古梁侏羅系油藏開(kāi)發(fā)技術(shù)政策

2009-2011年平面注水調(diào)整162井次，對(duì)應(yīng)有85口油井見(jiàn)效,平均單井日增油0.53 t；對(duì)單井采液強(qiáng)度大的平面控液25口井次，抑制了油井含水上升，均衡油藏平面水驅(qū)，提高了水驅(qū)采收率。

表5 盤(pán)古梁侏羅系油藏平面注水調(diào)整效果統(tǒng)計(jì)表

表6 盤(pán)古梁侏羅系油藏平面控液效果統(tǒng)計(jì)表

表7 盤(pán)古梁侏羅系油藏"三小一低"措施效果統(tǒng)計(jì)表

表8 盤(pán)古梁侏羅系油藏完善注采井網(wǎng)效果統(tǒng)計(jì)表

3.2 完善平面注采井網(wǎng)，提高水驅(qū)控制程度

盤(pán)古梁侏羅系油藏產(chǎn)建新區(qū)投產(chǎn)后，由于局部注采井網(wǎng)不完善，造成水驅(qū)控制程度降低，易形成死油區(qū)，最終采收率降低。2009-2011年共轉(zhuǎn)注14口井，不斷完善平面注采井網(wǎng)，有效補(bǔ)充地層能量，水驅(qū)控制程度由91.5%上升到95.2%。

3.3 “三小一低”措施引效，均衡平面水驅(qū)

根據(jù)侏羅系油藏儲(chǔ)層特征及開(kāi)發(fā)特點(diǎn)制定并執(zhí)行了“三小一低”措施改造原則。侏羅系延9延10儲(chǔ)層儲(chǔ)滲性能相對(duì)較好，由于受儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響，高強(qiáng)度儲(chǔ)層改造易造成底水上錐，注入水平面上沿高滲方向驅(qū)動(dòng)，部分油井水驅(qū)作用小，油層的有效滲流通道堵塞，造成低產(chǎn)低效。執(zhí)行“三小一低”措施方式，改善油層有效滲透率，促使平面水驅(qū)更趨均衡。

3.4 開(kāi)展周期注水，改善水驅(qū)油效果

由于注入水水驅(qū)前緣突破油井，注入水會(huì)沿著已經(jīng)形成的水流通道前行，水驅(qū)油效率將會(huì)繼續(xù)變差。若想改變注入水的流經(jīng)通道，只有改變長(zhǎng)期水驅(qū)形成定勢(shì)的滲流場(chǎng)分布。實(shí)施周期注水在地下建立不穩(wěn)定驅(qū)替滲流場(chǎng)，使流體在地層中不斷地重新分布，從而使注入水在層間壓力差的作用下發(fā)生層間滲流，促使毛管滲吸作用，改善水驅(qū)油效果。而且實(shí)踐表明：地層非均質(zhì)指數(shù)越大，增產(chǎn)越多，侏羅系油藏強(qiáng)非均質(zhì)性正是周期注水的基礎(chǔ)。

3.5 注水井剖面治理，提高水驅(qū)動(dòng)用程度

3.5.1 化堵調(diào)驅(qū) 針對(duì)存在高滲段、水驅(qū)動(dòng)用程度低、吸水剖面顯示為尖峰狀、指狀吸水的問(wèn)題，實(shí)施化堵調(diào)驅(qū)，限制注水井高滲段的吸水能力，提高注入水波及體積和水驅(qū)動(dòng)用程度，減緩油井含水上升速度，提高最終采收率。2009-2011年在化堵10個(gè)井組，水井壓力由4.5上升到7.8 MPa，5口水井平均單井吸水厚度由5.5上升到8.7 m，井組水驅(qū)指數(shù)及存水率上升。

3.5.2 補(bǔ)孔調(diào)剖 針對(duì)注采關(guān)系不對(duì)應(yīng)、水驅(qū)動(dòng)用程度低、吸水厚度變薄的問(wèn)題，實(shí)施補(bǔ)孔調(diào)剖，完善剖面的對(duì)應(yīng)關(guān)系，增大吸水厚度和注水波及體積，提高水驅(qū)動(dòng)用程度。2009-2011年實(shí)施補(bǔ)孔調(diào)剖29口井次，其16口可對(duì)比井平均吸水厚度由6.3 m上升到9.5 m。

3.5.3 酸化調(diào)剖 針對(duì)主力層多段動(dòng)用、吸水剖面表現(xiàn)為一段不吸水或吸水狀況差的水井。實(shí)施酸化調(diào)剖，其中暫堵酸化采取主體調(diào)驅(qū)，用顆粒暫堵劑堵高滲段，用酸液酸化低滲段，均衡剖面水驅(qū)；選擇性增注采用酸液酸化不吸水段，改善油層有效滲透率，提高地層吸水能力。

表9 盤(pán)古梁侏羅系油藏2009-2011年注水井剖面治理效果統(tǒng)計(jì)表

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）盤(pán)古梁侏羅系油藏由于水驅(qū)效果變差，導(dǎo)致油田遞減增大，含水上升速度加快，因此改善油藏水驅(qū)效果、提高水驅(qū)采收率技術(shù)研究十分重要，必須結(jié)合侏羅系油藏影響水驅(qū)采收率的控制因素進(jìn)行深入的分析和研究。

（2）盤(pán)古梁侏羅系油藏水驅(qū)效率主要受沉積韻律、重力作用、儲(chǔ)層非均質(zhì)性、邊底水發(fā)育、水井壓裂改造等控制因素的影響，造成平面上水驅(qū)不均，剖面上水驅(qū)狀況變差，引起油井含水上升加快，導(dǎo)致油藏水驅(qū)效果變差。

（3）平面上，通過(guò)精細(xì)注采調(diào)整、完善注采井網(wǎng)、“三小一低”措施引效、開(kāi)展周期注水等技術(shù)手段，均衡油藏平面水驅(qū)，提高水驅(qū)油效率。

（4）剖面上，充分利用吸水剖面資料，積極開(kāi)展水驅(qū)剖面治理。針對(duì)不同的吸水狀況，采取化堵調(diào)驅(qū)、補(bǔ)孔調(diào)剖、暫堵酸化、選擇性增注等技術(shù)手段，改善地層有效滲透率，增大剖面吸水厚度和注入水波及體積，提高水驅(qū)動(dòng)用程度。

（5）通過(guò)均衡平面水驅(qū)和改善剖面吸水的技術(shù)手段的實(shí)施，可以提高油藏注水水驅(qū)采收率，改善油藏水驅(qū)效果，有效減緩含水上升、降低油田遞減，確保盤(pán)古梁侏羅系油藏穩(wěn)定高效開(kāi)發(fā)。

[1] 王緒本，孫長(zhǎng)安，等.盤(pán)古梁ZJ2、新52區(qū)侏羅系精細(xì)油藏描述[D] .成都理工大學(xué)，2006.

[2] 魏國(guó)，等.盤(pán)古梁新56、ZJ4、塞248區(qū)侏羅系油藏地質(zhì)建模[G] .北京凱圣特經(jīng)濟(jì)技術(shù)發(fā)展有限公司，2007.

[3] 陳鐵龍，蒲萬(wàn)芬，等.油田控水穩(wěn)油技術(shù)論文集[G] .北京：石油工業(yè)出版社，2000.

Research of Panguliang Jurassic reservoir water flooding enhance oil recovery technology

WANG Kai，CHEN Jianhong，ZHANG Bin，YANG Xuewu，ZHANG Peng，LI Huabin，WU Guowen
（Oil Production Plant 3 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yingchuan Ningxia 750006，China）

In this paper,Panguliang Jurassic reservoir water exist on the plane and the profile of water flooding the uneven state of deterioration of water problem,analyze the impact of reservoir oil recovery injection water flooding deposition rhythm,gravity,reservoir heterogeneity,bottom and edge water development,such as controlling factors of fracturing,injection and production to work out fine adjust and improve the injection and production wells Nets,"three small one low"primer efficiency measures,such as water injection cycle to carry out a balanced plane of the technical means of water flooding and to improve the profile of water flooding blocking the transfer of drive,fill hole profile,temporary blocking acidification and selective technical means such as by injection,thus enhance reservoir recovery injection water flooding,effectively slowing aquifer rise,lower oil field decline,to ensure that the beam Jurassic pangu Jurassic reservoir stable and efficient development.

Jurassic reservoir；water flooding recovery；technical countermeasures

TE357.6

A

1673-5285（2012）07-0021-05

2012－05-13

王凱（1982-），2005年畢業(yè)于西安科技大學(xué)石油地質(zhì)專業(yè)，現(xiàn)主要從事油田開(kāi)發(fā)管理工作。