胡尖山油田胡154區(qū)精細分層注水效果分析

路向偉，張翠萍，李 超，茍永俊

(長慶油田第六采油廠地質研究所，陜西西安710021)

胡154區(qū)長4+5油藏屬湖泊相三角洲沉積體系，主要儲集砂體為水下分流河道，原始驅動類型為彈性溶解氣驅，構造類型為東高西低的單斜構造［1］，儲層層間隔層發(fā)育(圖1)，各小層之間的隔層厚度平均值為7.25 m，小層內(nèi)出現(xiàn)的夾層密度平均50.4%，夾層頻率為平均為0.11條/m，層內(nèi)夾層較為發(fā)育。儲層孔隙結構復雜，以小孔細喉為主，孔隙度為 11.1%，滲透率為 0.36 ×10-3μm2，原油粘度 2.3 mPa·s，飽和壓力7.65 MPa，體積系數(shù)1.211，氣 油 比71.1m3/t，地層原油密度0.759 g/cm3。原油性質較好。

區(qū)塊采用菱形反九點井網(wǎng)開發(fā)，井距520 m，排距130 m，共有油井總數(shù)585口，開井567口，平均單井日產(chǎn)油1.54t，綜合含水42.4%，動液面1 747 m;注水井總井數(shù)202口，注水井開井202口，平均單井日注25 m3;地質儲量采油速度1.12% ，采出程度 3.66% 。

平面水驅不均，區(qū)塊出現(xiàn) NE50°、NE85°優(yōu)勢見水方向，水驅效率低。剖面上隔、夾層較發(fā)育，層間吸水不均，區(qū)塊水驅動用程度為70.2%。通過平面及剖面治理，地層壓力逐步恢復，低壓區(qū)面積進一步縮小，壓力分布趨于合理。

圖1 安167-20—安157-54井剖面圖

1 注水開發(fā)中的主要矛盾

1.1 層間非均質性強，導致部分井組吸水不均

由于該區(qū)開發(fā)層位較多，隔夾層發(fā)育，層間非均質性強，易出現(xiàn)部分層段不吸水、吸水性差［2］，指狀、尖峰狀吸水等問題。統(tǒng)計2010-2011年測試吸水剖面測試資料，有51口井存在部分層段不吸水或吸水不均的問題，涉及109個注水層段，吸水層位53層，不吸水層位56層，占總體測試層位的23%，如安160-51、安162-25井吸水明顯不均。由于層間非均質性，注入剖面表現(xiàn)出尖峰狀吸水、底部吸水等現(xiàn)象。

1.2 水驅規(guī)律復雜，注水調控難度大

根據(jù)示蹤劑監(jiān)測結果可以看出，該區(qū)水驅規(guī)律復雜，見水方向呈現(xiàn)出多方向性，且開發(fā)層位較多，見水方向及層位難以判斷，注水調控難度增大［3］。2010年區(qū)塊有11口油井平均含水32.3%由上升至53.2%，表現(xiàn)為多個見水方向，控水難度較大。

通過注水調整，判斷出 NE85°、NE50°兩種見水方向。2010-2011年對胡154區(qū)塊安176-23、安176-27等4個井組進行示蹤劑監(jiān)測，平均推進速度為19.2 m/d，且存在多個見水方向。

1.3 剖面層位多，層間非均質性強，壓力不均

由于胡154區(qū)開發(fā)層位為5個小層，且層間隔夾層較為發(fā)育，層間壓差也明顯加大［4］，根據(jù)2010-2011年測試的4口井分層壓力資料，層間靜壓出現(xiàn)明顯壓差，最明顯的安159-42井，該井投產(chǎn)時間較早，目前上下層間靜壓相差6.42 Mpa(表1)。

表1 分層測壓數(shù)據(jù)表

2 精細分層注水效果分析

2.1 分層注水政策的確定

2.1.1 分注的標準

胡154區(qū)平均油層厚度24.4 m，長4+5層間一般發(fā)育厚度2～4 m左右的泥巖或泥質粉砂巖隔層，層內(nèi)發(fā)育厚度0.2～0.6 m的的鈣質致密砂巖夾層，由于隔夾層發(fā)育，主要采取層間分注措施，同時結合注水井剖面吸水狀況，確定分注層數(shù)。

2.1.2 分層注水政策的確定

胡154區(qū)有106口注水井實施分注，而油井均采取多層合采，油井單層產(chǎn)能難以有效確定，為了制定單層注水政策，需要弄清各小層生產(chǎn)情況，通過對比分析油層厚度、滲透率、含油飽和度與單井產(chǎn)能的關系，根據(jù)統(tǒng)計結果發(fā)現(xiàn)單井產(chǎn)能與K(滲透率)、H(油層)、So(含油飽和度)存在正相關性，依據(jù)相關關系，利用K(滲透率)、H(油層)、So(含油飽和度)計算單層產(chǎn)能［5］:

式中:Qi為單井i小層日產(chǎn)油量，t/d;Ki為單井 i小層滲透率，md;hi為單井i小層油層厚度，m;Soi為單井i小層含油飽和度，%;Q為單井日產(chǎn)油量，t/d;K為單井總體滲透率，md;hi為單井總體油層厚度，m;So為單井含油飽和度，%;α為修正系數(shù)，f;Yi為單井i小層日產(chǎn)液量，m3;Y為單井日產(chǎn)液量，m3;

根據(jù)單層動態(tài)變化情況，制定分層注水政策，其中長4+51層注水強度為 1.4～1.7 m3/(m·d)，注采比 1.7～1.9;長4+層注水強度為 1.6～1.8 m3/(m·d);長 4+層注水強度為 1.6～1.9 m3/(m·d);長 4+層注水強度為1.5～1.8 m3/(m·d)。

2.2 精細分層注水效果

根據(jù)細分層位結果，并結合剖面吸水狀況［6］，2010年實施注水井分注60口，對應239口井產(chǎn)量由399 t上升到415 t，其中 98 口井見效，平均單井產(chǎn)能由 1.93t提高到 2.20 t，含水穩(wěn)定，目前為26.6%。

2011年實施注水井分注46口，水驅動用程度由45.7%提高到72.6%，對應203口井日產(chǎn)油量由315 t提高到330 t，其中60口井見效明顯，平均單井產(chǎn)能由1.83 t上升到2.17 t/d，油井含水穩(wěn)定在 28.1% 。

2.3 精細分層注水取得的效果

2.3.1 水驅狀況進一步改善

胡154區(qū)2010—2011年通過開展精細注水井分注工作，水驅控制程度由90.2%上升至92.4%，水驅動用程度由68.2%上升至70.2%，水驅效果得到明顯改善。

2.3.2 地層能量逐步恢復

通過精細注水分層注水、精細注采調整，地層壓力逐漸恢復，壓力保持水平達到96.8%，與2009年相比，主向井地層壓力由14.7 MPa上升至15.7 MPa;側向井地層壓力14.1 MPa上升至 14.9 MPa。

2.3.3 見效程度提高

2010～2011年胡154區(qū)新增見效井180口，其中2010年新增見效114口，2011年新增見效66口。見效后單井產(chǎn)能由1.13 t上升至1.67 t，動液面由 1 832 m上升至1 750 m。目前該區(qū)共有見效井363口，見效比69.3%，見效后單井產(chǎn)能由1.91 t上升至2.44 t，油井平均見效周期為333 d，見效程度提高。

2.3.4 遞減減緩

通過開展注水井分注、精細注水調整工作，胡154區(qū)自然遞減由2010年初的28.8%下降到目前的12.3%(圖2)。

3 結論

(1)胡154區(qū)塊開發(fā)過程中的主要矛盾是非均質性較強，導致層間吸水不均，層間壓力差異性較大，影響開發(fā)效果;

(2)對于多層開發(fā)的油藏，由于部分油井出現(xiàn)“有采無注”的現(xiàn)象，實施補孔分注，完善注采層位，提高單層壓力保持水平，是改善多油層開發(fā)效果的關鍵;

圖2 胡154區(qū)2010-2011年遞減對比圖

(3)通過細分注水層位，實施注水井精細分層注水，區(qū)塊開發(fā)效果得到改善，如水驅動用程度不斷提高、壓力保持水平逐步恢復、遞減減緩。

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