坨21沙二9單元注采調(diào)整方式探討

孫濤等

摘要： 坨21沙二9單元為三角洲前緣亞相及前三角洲亞相沉積，泥質(zhì)含量高達(dá)17%，滲透率為0.11-0.35um2，屬于中低滲透性油藏。開發(fā)初期，受層系劃分不合理、平面非均質(zhì)性強(qiáng)的影響，單元存在著地層能量差、單井產(chǎn)能低和采出程度低的問題。為改善這一現(xiàn)狀，對該單元單獨(dú)建立一套井網(wǎng)單層開發(fā)。在水驅(qū)過程中因受沉積方式等因素的影響，采用常規(guī)注采調(diào)整技術(shù)無法達(dá)到預(yù)期效果，因此應(yīng)該突破傳統(tǒng)方式的束縛，探索和創(chuàng)新多種有針對性的注采調(diào)整的方式方法，取得了比較好的開發(fā)效果。

主題詞：低滲；組合模式；變流線

1 油藏開發(fā)簡況

坨21斷塊沙二9砂組位于勝坨油田三區(qū)西部，為一地塹式長條狀斷塊油藏，其東、南、北分別以9、7、5號斷層為界與坨11斷塊、勝二區(qū)、坨28斷塊相鄰，西部與邊水相接。油層埋藏深度2050m-2260m，含油面積0.74km2， 石油地質(zhì)儲量99.5×104t。平均滲透率0.89μm2，原始含油飽和度0.69，油藏水型以CaCl2型為主，地面原油粘度1400mPa.s，地面原油密度0.9389g/cm3，原始地層溫度81℃，原始地層水礦化度23432ppm，原始地層壓力21.5Mpa，飽和壓力10.6-11.4 MPa，屬于反韻律、低飽和油藏。沙二9砂組1966年投入開發(fā)，到目前主要經(jīng)歷了4個(gè)開發(fā)階段。2013年對單元儲層進(jìn)行二次解釋， 91層邊水線外推760米， 新增地質(zhì)儲量32.5萬噸。 2013年對單元單獨(dú)建一套井網(wǎng)開發(fā)，共部署油井4口，水井4口。

2 儲層及開發(fā)的重新認(rèn)識

2.1構(gòu)造特征。井網(wǎng)調(diào)整后，坨21斷塊9砂層組總體構(gòu)造解釋為：東高西低，中部抬起，向西開口的穹窿背斜構(gòu)造。內(nèi)部斷層少，頂部一條斷層走向北偏東，北部與斷塊邊界斷層匯合，密封性較好。9砂組層砂體分布穩(wěn)定，儲層從東向西逐漸變薄，有效厚度4.1米；內(nèi)外邊水線距離為 760米，構(gòu)造高差達(dá)到193米。

2.2 沉積特征。經(jīng)過精細(xì)地層對比研究，將沙二91層細(xì)分為4個(gè)韻律層，其中912、913為主力韻律層。911與912 韻律層間的夾層分布穩(wěn)定，夾層從東往西逐漸變厚，平均能達(dá)到2.5m左右； 912與913韻律層間的夾層在油層主體部位不明顯，主要發(fā)育泥質(zhì)夾層、物性夾層。儲層主要為三角洲前緣亞相及前三角洲亞相沉積，主要發(fā)育微相類型有河口壩主體、河口壩側(cè)緣以及前三角洲泥等。2.3 儲層特征。巖性以細(xì)砂巖、粉細(xì)砂巖和中細(xì)砂巖巖性組合為主，膠結(jié)物主要為碳酸鹽，多為方解石。填隙物成分為粘土礦物和碳酸鹽礦物，其中泥質(zhì)儲量17%，粘土含量12%。對取心井進(jìn)行敏感性實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明儲層為較強(qiáng)水敏，中等偏強(qiáng)鹽敏和酸敏，弱堿敏，無速敏。單元以中、低滲透為主，平均滲透率89×10-3um2，平面上向邊部有降低的趨勢。滲透率變異系數(shù)3-5，平面非均質(zhì)性強(qiáng)。

2.4儲量動(dòng)用狀況。單元原儲量67×104t，2012年對儲層進(jìn)行測井二次解釋，根據(jù)3-11N148井試采情況、310CP12井排液數(shù)據(jù)，并根據(jù)相似油藏有關(guān)數(shù)據(jù)計(jì)算方法，確定新增儲量計(jì)算有關(guān)參數(shù)，應(yīng)用容積法計(jì)算儲量，將邊水線向外擴(kuò)700米，91層新增地質(zhì)儲量32.5×104t，目前地質(zhì)儲量99.5×104t。利用甲型水驅(qū)特征曲線標(biāo)定坨21沙二8-11單元目前井網(wǎng)的技術(shù)采收率為38.61%，而91層采出程度僅為8.2%，仍有剩余可采地質(zhì)儲量30×104t。

2.5儲層建模研究。對沙二91層進(jìn)行建模，精細(xì)刻畫油藏特征。從孔隙度與滲透率等值圖來看，其成果與沉積特征趨勢比較一致，反映了儲層自東向西物性逐漸變差的特點(diǎn)。

2.6 剩余油研究。通過數(shù)模進(jìn)行剩余油分布研究。首先進(jìn)行儲量擬合，網(wǎng)格規(guī)模為137×40×8，網(wǎng)格數(shù)43840個(gè)，單元地質(zhì)儲量99.5×104t，模型儲量95.7×104t。根據(jù)油井定油生產(chǎn)原則，得到含水?dāng)M合曲線，累產(chǎn)液量擬合曲線，擬合程度高。統(tǒng)計(jì)井史相對簡單，生產(chǎn)時(shí)間相對較長井的擬合情況，擬合較好的井占全部油井的93%。從剩余油飽和度圖來看，91層動(dòng)用程度低，剩余油普遍富集，平均剩余油飽和度51%。

3有效注采調(diào)整方式的實(shí)施及效果

3.1 合理注采比的再調(diào)整

單元新投油井在實(shí)際生產(chǎn)中產(chǎn)液量 17.6方，與設(shè)計(jì)產(chǎn)液量75方差距達(dá) 57.4方。按原單元310方配注量實(shí)際注采比高達(dá)8.4，目前注采比與方案設(shè)計(jì)出現(xiàn)較大偏差，導(dǎo)致油井快速水淹。因此，應(yīng)對注采比再一次調(diào)整。調(diào)整要按以下2個(gè)原則實(shí)施：（1）確保泵站注入壓力和全部水井吸水。低油壓水井不超注，高油壓水井不欠注。為此，多次協(xié)調(diào)注水隊(duì)、泵站、采油隊(duì)不斷調(diào)試，確保泵壓不低于30MPa。 （2）單元實(shí)際注采比由8.4下降為3.8 ，最終確定單元總配注140方。對注采比進(jìn)行分井區(qū)合理調(diào)整，確保最大程度見效。 在調(diào)整原則基礎(chǔ)上，又對注采比進(jìn)行分井區(qū)調(diào)整：邊部井區(qū)控制注采比，注采比由9.0到3.5，控制水淹速度；中部井區(qū)降低注采比，溫和注入，注采比由17.0到2.7，防止水竄；頂部井區(qū)提高注采比，注采比由2.5到3.7，加快見效。

3.2 實(shí)施動(dòng)態(tài)化注采調(diào)整。根據(jù)不同井區(qū)儲層特點(diǎn)和開發(fā)矛盾存在問題，調(diào)研相關(guān)文獻(xiàn)，總結(jié)該類油藏的調(diào)整對策，分析其原理特點(diǎn)及適用性；針對不同部位不同問題對其實(shí)施多種技術(shù)手段相結(jié)合的注采調(diào)整對策。

3.2.1 邊部井區(qū)：降低配注控水線。對ST3-11X167降配注并實(shí)施不穩(wěn)定注水。對應(yīng)油井ST3-11N148含水由78.12%下降至76.59%。

3.2.2 中部井區(qū)：組合應(yīng)用變流線。主要指多種注采手段結(jié)合應(yīng)該，達(dá)到改變流線的目的。（1）注采耦合。注采耦合技術(shù)，即油水井不見面，其原理是通過開關(guān)井避免注采井間流線直接溝通，油藏壓力波動(dòng)能改變油藏內(nèi)流場分布并擴(kuò)大其水驅(qū)波及范圍，最終提高復(fù)雜斷塊油藏的剩余油動(dòng)用程度。

針對前期中部ST3-9C155第一次出現(xiàn)水竄的問題，應(yīng)用了注采耦合技術(shù)，讓ST3-9C155和ST3-11XN162采取了注采耦合，實(shí)施后ST3-9C155含水下降，產(chǎn)能得到恢復(fù)。（2）不穩(wěn)定注水.其機(jī)理是通過周期性地改變注水量，在油層內(nèi)產(chǎn)生連續(xù)不穩(wěn)定壓力分布，使非均質(zhì)小層或?qū)訋чg產(chǎn)生附加壓差，促進(jìn)毛細(xì)管滲吸作用，強(qiáng)化注入水波及低滲透層帶并驅(qū)出其中滯留油，以提高采收率，改善開發(fā)效果。 針對ST3-9C155的再次水竄問題，采用了降配注，配合不穩(wěn)定注水的方法。實(shí)施后ST3-9C155的再次水竄問題得到了控制。（3）變流線調(diào)整。 新井ST3-10X199投產(chǎn)較晚且油井生產(chǎn)含水很低油井能量差，由于ST3-9C155一直處于主流線，ST3-10X199能量得不到補(bǔ)充，通過功圖可以看出不穩(wěn)定注水沒有給ST3-10X199補(bǔ)充能量，因此需要通過改變流線方向，實(shí)現(xiàn)能量恢復(fù)。 方法是動(dòng)關(guān)油井，使得地層存水率提高，主流線上地層壓力逐漸升高，油水井井底間壓差逐漸縮小，迫使注水流線向非主流線轉(zhuǎn)移，從而實(shí)現(xiàn)了非主流線方向剩余油的有效驅(qū)替。 實(shí)施效果：動(dòng)關(guān)ST3-9C155后液面恢復(fù)較快，恢復(fù)至井口時(shí)套壓仍在上升，說明雖然主流線已關(guān)井但是水線扔大部分沿主流線流動(dòng)，非主流線上ST3-10X199受效不明顯；STT21P2關(guān)井后，靜液面恢復(fù)較好，非主流線油井ST3-11N148液量上升，功圖改善。（4）非主流線水井提高配注，主流線油井開井。開動(dòng)關(guān)油井，提高非主流線水井配注，從曲線上看非主流線油井液量上升1t，油量和動(dòng)關(guān)時(shí)基本保持穩(wěn)定，功圖也有所改善。

提高配注后，非主流線油井ST3-10X199液量有上升趨勢，從功圖上也能反映出來。

3.3 頂部井區(qū)：提高配注促見效

提水結(jié)合油井調(diào)參，STT73日產(chǎn)液量由5噸增至14噸，日增油2.9噸。

4 結(jié)束語

9層系在實(shí)施一系列的注采調(diào)整以后，油井日產(chǎn)液量由25噸增加到42噸，日產(chǎn)油量由11.6噸增加到21.4噸，綜合含水由53.6%下降到49.04%，動(dòng)液面由1034.5米恢復(fù)到1017米；注水量由212方降到151方，層系注采比由7.76下降到3.26，單元開發(fā)趨勢逐漸變好。