對“雙高期”油藏注采調(diào)整的實(shí)踐與認(rèn)識(shí)——以王場油田中區(qū)南部為例

陳琳

（中國石化江漢油田分公司江漢采油廠，湖北 潛江433123）

江漢油區(qū)有21個(gè)油田44個(gè)開發(fā)單元，經(jīng)過40多年的開發(fā)，已有17個(gè)開發(fā)單元進(jìn)入高含水（＞80% ）、高采出程度（≥75% ）的雙高開發(fā)階段，年產(chǎn)油量占全廠產(chǎn)油量的42.28%，對整個(gè)江漢油田的產(chǎn)量構(gòu)成具有重要意義。由于地下存水及注入水影響，目前“雙高”區(qū)塊普遍面臨含水上升快、產(chǎn)量遞減迅速、調(diào)整難度大等問題。注水開發(fā)作為油田開發(fā)最經(jīng)濟(jì)實(shí)惠的方式，如何做好注采調(diào)整工作，改善“雙高期”油藏的水驅(qū)開發(fā)效果是目前江漢油區(qū)面臨的重大課題。王場油田中區(qū)南部作為江漢油區(qū)典型的“雙高”油藏，也存在含水上升快，自然遞減大等諸多問題。近幾年在深化油藏認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上，經(jīng)過多次開發(fā)調(diào)整，取得較好的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益。

1 基本情況

王場油田中區(qū)南部位于王場油田主體構(gòu)造王場背斜軸部南部，含油層系為下第三系潛江組41、42、43油組，含油面積2.04km2、地質(zhì)儲(chǔ)量319.59×104t，標(biāo)定采收率62.2%，可采儲(chǔ)量198.78×104t。砂層發(fā)育于鹽湖濃縮期后的水體相對淡化階段，為鹽湖密度流砂體，平面上不同時(shí)期砂體分布面積大小不一，縱向上儲(chǔ)層夾于鹽韻律層之間，物性差異大:潛41、2油組為中高滲透構(gòu)造油藏，物性較好，油層平均厚度12m～15m，最厚在中南可達(dá)38m，砂層分布范圍大，局部在東北翼南部尖滅；潛43油組為低滲透構(gòu)造＋巖性油藏，物性較差，油層較薄，平均厚度4m～5m，局部砂層最厚可達(dá)10m，砂層呈席狀分布，西接王場西區(qū)，東接王場東區(qū)。油層厚、層間層內(nèi)具有嚴(yán)重的非均質(zhì)性、主力油層微裂縫發(fā)育、原油物性好（有效孔隙度17.5%，平均有效滲透率198×10－3μm2）、地飽壓差大、地層水礦化度（32.96×104mg／L）高是油田主要的油藏特征。

截止2013年7月，中區(qū)南部油井開井15口，井口日產(chǎn)液水平446m3，井口日產(chǎn)油水平75t，綜合含水為86.29%，平均動(dòng)液面為1 434m，地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度為0.84%，剩余可采儲(chǔ)量采油速度14.57%。注水井開井3口，日注水平164m3，月注采比0.34。核實(shí)累計(jì)產(chǎn)油183.28×104t，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度57.35%，累計(jì)注水415.78×104m3，累計(jì)注采比0.53。

2 注水開發(fā)實(shí)踐

2.1 注水開發(fā)特征研究

受斷層影響，王場油田中區(qū)南部微裂縫發(fā)育，加之地層物性差異大，王場油田中區(qū)南部三大矛盾突出（平面矛盾、層間矛盾、層內(nèi)矛盾 ）。受三大矛盾控制，王場油田中區(qū)南部注水開發(fā)主要有以下幾點(diǎn)特征:

1）主力砂體油層厚度大、物性好，水井注水后對應(yīng)油井見效快，產(chǎn)量增幅大，砂體內(nèi)部受儲(chǔ)層物性控制不同區(qū)域油井見效特征有所不同。主要表現(xiàn)在潛41、潛42砂體上。

潛41油組油層厚度大，物性好，中部油井見水見效快、有效時(shí)間長，增油效果好，平均受效時(shí)間為7至8個(gè)月，見水時(shí)間29個(gè)月，但由于受邊水及注入水的影響，油井目前水淹嚴(yán)重，該砂體注水效果較明顯，無水采油期長。靠近砂層尖滅區(qū)油井見不到注水效果，產(chǎn)量低。

潛42油組受斷層和巖性的控制，砂巖發(fā)育不均衡，由北向南逐漸增厚。處于構(gòu)造高部位，靠近斷層的砂體厚，物性好。邊水、注入水沿高滲透帶推進(jìn)，油井產(chǎn)量高，注水后見效好，增油量多，平均受效時(shí)間為18個(gè)月，見水時(shí)間為39個(gè)月，見效時(shí)累計(jì)注水21 439m3，目前油層水淹嚴(yán)重。構(gòu)造南翼及斷層較遠(yuǎn)處，砂層厚度薄，物性差，油層吸水性差，油井油層動(dòng)用程度相對較低，也是剩余油相對富積區(qū)。

2）非主力砂體油層厚度薄、物性差，水井注水后對應(yīng)油井見效慢，產(chǎn)量增幅小，構(gòu)造軸部受裂縫影響，油井見水后含水上升速度快。主要表現(xiàn)在潛43砂體上。

王場油田潛43油組為鹽湖水下扇濁積砂沉積，沉積微相可分為辮狀河道、河道間、席狀砂、河口壩、鹽湖膏泥巖5種。辮狀溝道油層厚，物性好，注水主要沿溝道推進(jìn)驅(qū)油。河道間、席狀砂、河口壩物性差，注水井注水效果差。中南以席狀砂為主，油井見效慢，平均受效時(shí)間45個(gè)月，無水采油期長，見水期平均57至58個(gè)月。但由于該區(qū)域構(gòu)造高部位微裂縫發(fā)育，部分井油井見水后含水上升速度快，甚至暴性水淹。如:王4新8－3井于1995年壓裂投產(chǎn)潛:1.4m／1層，初期日產(chǎn)油25.2t，不含水，但僅三天后含水上升到86%，分析壓裂后導(dǎo)致與高含水井王4檢8－2井溝通，造成暴性水淹，被迫生產(chǎn)潛42油組。

2.2 近幾年開發(fā)實(shí)踐及效果

王場油田中區(qū)南部1970年試采、投產(chǎn)。經(jīng)歷建產(chǎn)能，產(chǎn)量上升階段及調(diào)整高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)階段，1980年以后油田產(chǎn)量開始下滑，日產(chǎn)油由1980年底的330t降到2005年底的41t，油田開發(fā)效果逐年變差，目前已進(jìn)入高含水、高采出程度的雙高開發(fā)階段。2005年至2009年，隨著中南開展細(xì)分層開發(fā)，并結(jié)合剩余油分布特征，該區(qū)域陸續(xù)部署幾口高效調(diào)整井（王4斜－14－6、王4斜9－1、王4斜11－5），這三口井投產(chǎn)初期日產(chǎn)油均在10t以上，但是由于中南整個(gè)油藏長期的注水開發(fā)加上裂縫（天然微裂縫及壓裂措施改造后的人工裂縫）的存在，油藏的水道發(fā)育，造成油井投產(chǎn)后含水上升快，導(dǎo)致整個(gè)區(qū)塊產(chǎn)量仍然呈現(xiàn)持續(xù)下降的趨勢，同時(shí)穩(wěn)油控水難度大。截至2009年底，日產(chǎn)油水平仍穩(wěn)定在48t，上產(chǎn)難度大。

為了減緩含水上升速度，2010年至今，主要開展了以下兩方面的工作:

1）深化油藏認(rèn)識(shí)，動(dòng)靜態(tài)結(jié)合，切斷U型通道，控制主力砂體（潛41、42）含水上升速度。

中南至1998年開始實(shí)施降壓開采以來，注水井逐年減少，目前僅兩口注水井，注水量少，對周圍油井影響小。但王場油田開發(fā)時(shí)間長，報(bào)廢井眾多。由于早期報(bào)廢井大多未按標(biāo)準(zhǔn)封井，在地層中易形成各種“U”型管通道，潛三段北斷塊和鹽間污水井的注入水易通過這些“U”型管竄通至中南地層；除注入水以外，潛三段北斷塊地層水也易通過井況差的老井倒灌至潛四段中地層，導(dǎo)致中南主力砂體上油井大面積含水上升。因此U型通道治理是中南地區(qū)穩(wěn)油控水的關(guān)鍵。

根據(jù)注入水及地層水倒灌模式的差異將“U”型管通道分為以下兩種類型:

一是直接型（見圖1）:這種類型的“U”型管通道，主要形成于未實(shí)施油層塞封或油層塞封不嚴(yán)的報(bào)廢井井筒中以及實(shí)施油層塞封不嚴(yán)的上層系注水井井筒中。倒灌水源為上部高滲透層地層水或上層系注入水。注入水或上層系地層水直接順井筒倒灌下層系地層，導(dǎo)致下層系生產(chǎn)井含水上升。

圖1 直接型“U型管”

二是間接型（見圖2）:這種類型的“U”型管通道，主要形成于未實(shí)施油層塞封、或油層塞封不嚴(yán)的報(bào)廢井與正常注水井之間。倒灌水源主要為上層系注入水。注入水通過地層進(jìn)入報(bào)廢井井筒，順報(bào)廢井井筒倒灌至下層系地層，導(dǎo)致下層系生產(chǎn)井含水上升。

圖2 間接型“U”型管

結(jié)合不同類型“U”型管通道倒灌模式的差異，主要從以下兩方面開展工作來控制中南地區(qū)含水上升速度:一是加大中南主力砂體上老井治理力度，通過老井封井、擠堵等措施切斷地層來水“U”型管通道；二是對北斷塊、鹽間異常污水井實(shí)施停注，控制來水源頭。通過治理和兩次整體調(diào)整，2010－2013年，在新井投入少、措施效果不理想的情況下，中南自然遞減率得到有效控制，產(chǎn)量穩(wěn)中有升。

2010年共實(shí)施包括鹽間污注井王4新9－4在內(nèi)的3口井共5井次的注水調(diào)整，共計(jì)下調(diào)注水量520m3／d，5口對應(yīng)油井均見效，日產(chǎn)油量由26.8t上升至41.5t，日增油14.7t，效果顯著。如在水井王4新9－4注水量由300m3調(diào)至30m3后，王4－8－2含水得到效控制，含水從調(diào)水前的88%下降到調(diào)水后的46%，日產(chǎn)油由5 t上升至13t，增油效果明顯（見表1）。

表1 中區(qū)南部2010年注采調(diào)整效果統(tǒng)計(jì)表

表2 中區(qū)南部2012年注采調(diào)整效果統(tǒng)計(jì)表

平面非均質(zhì)性以及天然裂縫和人工裂縫的存在導(dǎo)致中區(qū)南部注入水推進(jìn)方向性強(qiáng)。歷史上中南潛砂體的注水井主要分布在構(gòu)造西翼低部位，由于長期的注水開發(fā)，該區(qū)域累積注水量達(dá)到403.13×103m3，地下存水多。目前生產(chǎn)井主要集中在物性較好的構(gòu)造軸部位，無注水井補(bǔ)充能量，主要靠西部地下存水提供的能量維持開采。見水見效特征顯示該區(qū)域注入水主要向北部推進(jìn)，且水線推進(jìn)方向性強(qiáng)。同時(shí)受構(gòu)造控制，地下存水主要也由南至北由高向低推進(jìn)。長期的注水開發(fā)加上注入水推進(jìn)時(shí)所表現(xiàn)的極強(qiáng)方向性使該區(qū)域形成了一條南北方向的注水通道。為進(jìn)一步改善中南潛433砂體水驅(qū)開發(fā)效果，我們結(jié)合水道發(fā)育情況，2013年針對王4斜－14－6、王4斜－14－7、王4斜－14－8井組開展了優(yōu)化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)研究:通過提高高部位油井產(chǎn)液量（王4斜－14－7、王4斜－14－6）來控制低部位油井（王4斜－14－8）含水上升速，取得較好的效果（見表3）。調(diào)整后井組日產(chǎn)液由70.9t上升到88 t，日產(chǎn)由9.8t上升到21.6t，增油效果明顯。如王4斜－14－8井，該井2012年9月壓裂投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油量僅4.3t，含水高達(dá)70%。經(jīng)過優(yōu)化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)以后，日產(chǎn)油量上升至最高的11.5t，含水下降至42%，平均日增油在7t以上。

圖3 中區(qū)南部潛433剩余油分布圖

表3 中區(qū)南部3砂體調(diào)整效果表

表3 中區(qū)南部3砂體調(diào)整效果表

井號調(diào)整前液（t）油油油（t）含水（%）調(diào)整后液（t） （t）含水（%）對比結(jié)果液（t） （t）含水（%）王4斜－14－6 25.4 2.4 90.6 27.4 2.8 89.8 2 0.4 －0.8王4斜－14－7 31.2 3.1 90.1 40.7 7.3 82.06 9.5 4.2 －8.04王4斜－14－8 14.3 4.3 70 19.9 11.5 42 5.6 7.2 －28合計(jì)70.9 9.8 86.20 88 21.6 75.50 17.1 11.8 －10.7

3 持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)對策

3.1 目前存在問題

1）老井井況差，北斷塊、鹽間注水井注入水易通過老井倒灌至中南地層，造成主力砂體油井含水上升。

中南由于早期注水開發(fā)和邊水突進(jìn)，部分油井水淹嚴(yán)重并打塞轉(zhuǎn)入三段生產(chǎn)，由于這部分井層間未封死，造成主力油砂體內(nèi)部大片水淹，目前生產(chǎn)井含水上升。如2010年再對潛四段老井進(jìn)行摸排調(diào)查時(shí)發(fā)現(xiàn)鹽間注水井王4新9－4注水壓力由初期的14MPa，下降至0 MPa，而鹽間其它正常注水井注水壓力均在20MPa以上，該井是2004年打機(jī)械橋塞封潛四段上返鹽間注水的，由于井下有落物橋塞塞面上未倒水泥漿，且塞面附近套管變形，分析王4新9－4橋塞可能失效，注入水部分進(jìn)入潛四段地層。

2）注采對應(yīng)率低，部分砂體井網(wǎng)不完善，生產(chǎn)井能量不足。

目前中南有15口 油井，僅3口水井，生產(chǎn)厚度115 m，受效厚度28.2m，注采對應(yīng)率僅為24.5%。有11口井無注水井補(bǔ)充能量，有86.8m油層有采無注。主力砂體由于物性好，早期注水開發(fā)中吸水狀況好，地下存水豐富，在沒有注水井補(bǔ)充能量的情況下也能維持正常生產(chǎn)，如砂體:目前4口油井，無注水井補(bǔ)充能量，但均供液充足，平均產(chǎn)液量60.7t，平均沉沒度534m。而物性較差的非主力砂體由于吸水性差，油井長期處于能量不足的狀態(tài)，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短，儲(chǔ)量動(dòng)用程度較低，目前井網(wǎng)的不完善更是加劇了這種矛盾。

3.2 調(diào)整對策

針對目前注水開發(fā)中存在的問題，結(jié)合各層系儲(chǔ)層特征，分層系開展治理，工作思路如下:

41油組:儲(chǔ)層物性好，水淹嚴(yán)重，生產(chǎn)井含水上升速度快。下一步以穩(wěn)油控水為主，加強(qiáng)老井井況治理，避免北斷塊、鹽間注水井倒灌加劇砂體水淹程度。

42油組:生產(chǎn)井集中在物性較差的砂層尖滅區(qū)，加之注采井網(wǎng)不完善，油井長期見不到注水效果。下一步以完善井網(wǎng)為主:王4斜－7－5、王4斜－9－5均為單向受效，建議在兩口井中間低部位部署一口水井，增加兩口井的受效方向；另外，王4斜12－8平面距離水井王4－14－5僅65m，但長期見不到該井注水效果，建議對王4－14－5查套找漏。

43油組:僅靠西部地下存水維持地層能量，地層水單向推進(jìn)。雖然前期優(yōu)化井組產(chǎn)液結(jié)構(gòu)取得一定效果，但由于地層水單向推進(jìn)，且無良好的應(yīng)對措施，目前生產(chǎn)井含水呈現(xiàn)上升的趨勢。下一步結(jié)合產(chǎn)建在東部部署兩口水井，用以調(diào)整水線推進(jìn)方向，控制油井含水上升速度。

4 結(jié)論及建議

1）“雙高期”油藏動(dòng)態(tài)調(diào)整要轉(zhuǎn)換思路，結(jié)合歷史動(dòng)態(tài)深化油藏認(rèn)識(shí)，加強(qiáng)本單元及相關(guān)單元的動(dòng)態(tài)監(jiān)測資料的錄取工作，勤分析、勤調(diào)整。

2）“雙高期”油藏由于開發(fā)年限長，老井、報(bào)廢井井況差，地層水、注入水易通過老井形成的“U型”通道發(fā)生倒灌，造成油井含水上升。老井、報(bào)廢井的治理對油藏的穩(wěn)油控水工作也極為關(guān)鍵，需作為一項(xiàng)長期工作開展。

3）合理優(yōu)化井組產(chǎn)液結(jié)構(gòu)改變地層水液流方向是“雙高期”油藏穩(wěn)油控水工作中一項(xiàng)行之有效的手段。

4）王場油田中區(qū)南部在注采調(diào)整方面取得的成效對其它類似“雙高”油藏的開發(fā)調(diào)整具有一定指導(dǎo)意義。

［1］王俊魁，孟憲君，魯建中.裂縫性油藏水驅(qū)油機(jī)理與注水開發(fā)方法［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，1997，16（01）:35－38.

［2］劉洪，張仕強(qiáng)，鐘水清，等.裂縫性油藏注水開發(fā)水淹力學(xué)機(jī)理研究［J］.鉆采工藝，2006，29（04）:57－60.