吳410 區(qū)長6 油藏注水開發(fā)特征研究

熊志明，別勇杰，姬程偉，楊偉華，王玉珍，姚莉莉

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

吳410 區(qū)位于陜西省吳起縣境內(nèi)，截止2012 年底探明含油面積57.0 km2，探明地質(zhì)儲量1 795.51×104t，已動用含油面積34.76 km2，動用地質(zhì)儲量1 582.65×104t，累計建產(chǎn)20.5×104t。研究區(qū)位于陜北斜坡帶的中西部[1]，構(gòu)造簡單，為西傾的鼻狀隆起，隆起幅度10 m～15 m，且內(nèi)部有兩個微形鼻狀構(gòu)造，幅度2 m～4 m。沉積環(huán)境主要為一套三角洲前緣相沉積，主力開發(fā)層系長6油藏，孔喉組合以小孔隙喉型為主，平均喉道半徑為0.19 μm，屬小孔喉高密度分布，空氣滲透率為0.297 85×10-3μm2，原始地層壓力14.9 MPa，飽和壓力5.83 MPa，屬于典型的超低滲低壓油藏。

1 開發(fā)特征及受控因素研究

1.1 單井產(chǎn)能特征

目前吳410 區(qū)塊平均單井產(chǎn)能1.3 t，其中小于0.5 t為125 口，占總井?dāng)?shù)比例為38.3 %，小于1 t 為191口，占比例為58.5 %，單井產(chǎn)能主要集中于1.0 t，平面上產(chǎn)量呈北高南低，平面上差異較大，北部產(chǎn)能較高，中部和南部物性差、非均質(zhì)程度強，初期產(chǎn)能較低，邊部受地層水影響含水高。

1.2 含水率變化規(guī)律

吳410 長6 油藏10 月綜合含水43.3 %，處于中含水開發(fā)期，含水上升率2.01 %，含水上升主要為北部NE50°裂縫見水與東部注入水單層突進。北部、南部、擴邊和中部等區(qū)域的含水率類似同步的發(fā)生變化，從2012 年開始，東部吸水剖面下移區(qū)，含水率開始迅速上升，邊部高含水，約60 %～80 %。

（1）優(yōu)勢滲流通道控制見水方向，低滲透帶形成注入水運移的阻流帶。由于受平面非均質(zhì)性的影響，注采井間普遍存在低滲透條帶，形成注入水阻流帶。注入水在“找到”定向滲流通道后，很難突破其他方向的低滲流通道，這樣整體滲流條件較差，水驅(qū)開發(fā)效果不理想。

（2）裂縫展布控制含水上升分布形式。吳410 區(qū)長6 油藏局部微裂縫發(fā)育，根據(jù)動態(tài)開發(fā)資料，局部油井存在明顯的含水突然上升階段，具有裂縫見水特征。

（3）注水強度對含水率的雙向調(diào)節(jié)作用，含水變化受注采強度影響較大，可起到降低含水率和促進含水率上升的雙重效果。從2009 年至2011 年，注水強度不斷加大，含水率穩(wěn)步下降，說明前期注水開發(fā)見效明顯。2011 年之后，隨著注水強度增加，含水率迅速攀升（見圖1）。

1.3 水驅(qū)特征評價分析

圖1 吳410 區(qū)注采強度與含水率關(guān)系曲線

表1 吳410 區(qū)塊2012-2014 年同井吸水剖面對比表

吸水剖面靜態(tài)法統(tǒng)計評價：目前吳410 區(qū)水井126 口，控制油井378 口，油水井?dāng)?shù)比為2.98。區(qū)塊水驅(qū)控制程度99 %/93.4 %，2014 年水驅(qū)動用程度69.1 %。水驅(qū)動用程度逐年增加，但該方法粗略，動態(tài)方法更能表達水驅(qū)狀況。全區(qū)不正常吸水井占所測試井比例逐漸提升，開發(fā)形勢較好的油藏北部吸水狀況逐漸變差，開始出現(xiàn)吸水下移和不吸水的特征。

根據(jù)吸水剖面資料分析：全區(qū)不正常吸水井占所測試井比例、吸水下移比例逐漸提升，主要是由于滲透率極差及突進系數(shù)大，非均質(zhì)性強導(dǎo)致吸水不均勻性強，表明水驅(qū)狀況需要進一步鞏固提高（見表1）。

總體上，水驅(qū)動用程度整體穩(wěn)中有升，但是存在兩個基本問題：（1）剩余油流動區(qū)域巖石物性差，主要集中在中部和南部；（2）精細注采驅(qū)油匹配性難以保證，主要集中在北部和東部。水驅(qū)開發(fā)效果受控的關(guān)鍵因素之一：巖石基本物性差，重點體現(xiàn)在基本滲透性和油水兩相滲流性能。水驅(qū)開發(fā)效果受控的關(guān)鍵因素之二：巖石非均質(zhì)性強，重點體現(xiàn)在沉積韻律性、高滲透帶、夾層和微裂縫發(fā)育帶。

2 注采調(diào)整技術(shù)研究

吳410 長6 油藏以“先建立有效驅(qū)替系統(tǒng)、后保持溫和注水格局、再追求精細的注采平衡”的思路為注水開發(fā)技術(shù)模型，油藏北部注水見效后保持溫和注水格局，控制了油井迅速含水上升趨勢、延長了無水采油期，提高了采收率，在保持溫和注水的格局下，追求局部注采平衡，保證油藏合理的壓力恢復(fù)速度；針對吳410 長6 油藏正韻律沉積注水井底部吸水，吸水下移的特征，以“抑制底部吸水，強迫頂部吸水”為剖面治理思路，開展注水井底部化學(xué)調(diào)剖、層內(nèi)分注、選擇性增注等技術(shù)手段，提高了水驅(qū)動用程度[2]。

2.1 精細注水調(diào)整技術(shù)

2.1.1 分單元精細注采調(diào)控技術(shù) 參考數(shù)值模擬結(jié)果，分單元合理注水技術(shù)，對油藏北部溫和注水24 井次，下調(diào)配注129 m3，局部強化注水16 井次，上調(diào)配注59 m3，南部不穩(wěn)定注水13 井次，見效64 口，日增油0.2 t，區(qū)塊階段自然遞減由17.4 %下降到14.4 %，有效的降低了自然遞減（見表2）。

2.1.2 適時的注采調(diào)整技術(shù)

2.1.2.1 有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)建立后溫和注水 油藏北部注水見效后保持總體溫和注水格局，控制油井含水上升速度，延長無水采油期，提高采收率；2014 年實施溫和注水24 井次，注水量由25 m3～28 m3下降到20 m3～25 m3，下調(diào)水量129 m3，注水強度1.3 m3/d·m 下降到1.1 m3/d·m，注采比2.5 m3/d·m 下降到2.3 m3/d·m；對應(yīng)油井126 口，見效22 口，單井日增油0.55 t，油藏北部壓力恢復(fù)速度減緩，控制合理的壓力恢復(fù)速度。

表2 吳410 長6 油藏分流動單元精細注水技術(shù)評價表

2.1.2.2 溫和注水同時精細注采格局 控水穩(wěn)液并從北部溫和注水后局部地層供液能力下降，對地層能量下降區(qū)域?qū)嵤娀⑺?，保證注采平衡及地層能量恢復(fù)速度；2013 年實施強化注水16 井次，注水量由20 m3～22 m3上升到23 m3～25 m3，注水強度由1.1 m3/d·m 上升到1.2 m3/d·m，上調(diào)水量59 m3；油井液量下降趨勢減緩，對應(yīng)104 口油井見效30 口，單井日增油0.21 t，溫和注水格局后局部地層壓力下降趨勢得以遏制。

2.1.2.3 控制主向、強化側(cè)向，均衡平面水驅(qū)方向 采取主向油井控液，側(cè)向油井提液放壓生產(chǎn)，強制水驅(qū)向側(cè)向擴展，2013 年吳410 長6 油藏優(yōu)選實施側(cè)向提液5 井次，單井日增油0.33 t，累計增油236 t（見表3）。

2.1.3 抑制底部，強迫頂部的吸水剖面治理技術(shù) 針對吳410 長6 油藏正韻律沉積注水井底部吸水[3]，吸水下移的特征，以“抑制底部吸水，強迫頂部吸水”為剖面治理思路，開展注水井底部化學(xué)調(diào)剖、層內(nèi)分注、選擇性增注等技術(shù)手段，提高了水驅(qū)動用程度。

2.1.3.1 實施層內(nèi)分注，精細小層注水 針對主力層段油層厚度大，多段動用且上下段吸水比例差異大，底部吸水量大，分層配注，迫使頂部吸水，提高水驅(qū)油效率，2013 年吳410 長6 油藏實施分注41 井次，通過治理，區(qū)塊水驅(qū)動用由2012 年的67.3 %上升到70.7 %，對應(yīng)油井186 口見效41 口，單井日增油0.20 t，累計增油1 133 t，其中可對比井旗95-74、旗97-88 井通過分層注水，吸水厚度由13.6 m 上升到15.0 m，水驅(qū)動用由71.4 %上升到78.7 %。

2.1.3.2 單注油層頂部 針對主力層段油層厚度大，多段動用且底部尖峰吸水、吸水下移，底部射孔段與油井對應(yīng)關(guān)系差，實施機械隔/單注、水泥擠封底部射孔段，迫使頂部吸水，提高水驅(qū)油效率。2013 年吳410 長6 油藏實施單注3 井次，平均單井吸水厚度由5.6 m 上升到7.9 m，吸水段平均上移5.3 m，對應(yīng)油井24 口見效5 口，單井日增油0.23 t。

2.1.3.3 化學(xué)調(diào)剖，提高井網(wǎng)適應(yīng)性 吳410 油藏北部見水主要為裂縫型見水，主要針對底部尖峰吸水，水驅(qū)動用程度較低，注入水沿裂縫或高滲段單層突進，井組內(nèi)油井含水上升，對旗83-98 等8 口井實施化學(xué)堵水調(diào)剖。對應(yīng)油井46 口，見效11 口，日增油5.6 t，累計增油525 t，累計降水849 m3；堵水后注水井正常注水，注水壓力平均上升1.8 MPa，吸水厚度增加2.6 m，局部井網(wǎng)適應(yīng)性得到了提高。

3 結(jié)論與認識

（1）吳410 區(qū)產(chǎn)能受控物性分布，不同區(qū)域產(chǎn)量遞減和含水率變化特征顯著差異，平面地層壓力分布不均，水驅(qū)開發(fā)效果受控的關(guān)鍵因素之一：巖石基本物性差，重點體現(xiàn)在基本滲透性和油水兩相滲流性能。水驅(qū)開發(fā)效果受控的關(guān)鍵因素之二：巖石非均質(zhì)性強，重點體現(xiàn)在沉積韻律性、高滲透帶、夾層和微裂縫發(fā)育帶。

（2）同區(qū)域含水率變化特征顯著差異，北部含水率穩(wěn)定上升，東部和邊部由于地層水入侵和吸水下移導(dǎo)致高含水率，受控因素主要為：滲透率強非均質(zhì)性和注水強度，注水強度對含水率變化存在雙重作用。

（3）吳410 長6 油藏以“先建立有效驅(qū)替系統(tǒng)、后保持溫和注水格局、再追求精細的注采平衡”的注采調(diào)整思路，在有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)建立后，開展溫和注水，避免了含水上升井的快速出現(xiàn)，有效的延長了無水采油期，提高了采收率，同時在保持溫和注水的格局下，力求局部注采平衡，保證油藏合理的壓力恢復(fù)速度，控水同時兼穩(wěn)液。

（4）吳410 長6 油藏剖面治理工作以“抑制底部吸水，強迫頂部吸水”為治理思路，形成了注水井底部化學(xué)調(diào)剖、層內(nèi)分注、選擇性增注頂部等提高了水驅(qū)油效率有效技術(shù)手段，增油效果明顯，遞減趨勢得到有效控制。

（5）水驅(qū)動用程度整體穩(wěn)中有升，但是存在的兩個基本問題，第一：剩余油流動區(qū)域巖石物性差；第二：精細注采驅(qū)油匹配性難以保證。受控的關(guān)鍵因素：①巖石基本物性差，重點體現(xiàn)在基本滲透性和油水兩相滲流性能；②巖石非均質(zhì)性強，重點體現(xiàn)在沉積韻律性、高滲透帶、夾層和微裂縫發(fā)育帶。

表3 吳410 長6 油藏均衡油藏平面采液強度效果統(tǒng)計表

［1］ 汪瀾，等.吳旗油田超低滲油藏2011 年開發(fā)方案［G］.中國石油長慶油田分公司，2011.

［2］ 胥中義，等.盤古梁長6 油藏精細注采調(diào)控技術(shù)研究及效果［C］.第五屆寧夏青年科學(xué)家論壇，2009.

［3］ 劉永濤，等.吳410 區(qū)長61油藏見水特征分析及治理對策研究［C］.第八屆寧夏青年科學(xué)家論壇，2012.