姬塬油田黃57區(qū)塊精細分層注水技術研究與效果評價

張建魁，呂江海，馮杰瑞，石明星

（長慶油田第五采油廠，陜西西安710200）

姬塬油田黃57區(qū)塊精細分層注水技術研究與效果評價

張建魁*，呂江海，馮杰瑞，石明星

（長慶油田第五采油廠，陜西西安710200）

黃57區(qū)塊長8油藏是姬塬油田近年來重點產建區(qū)塊,產量所占比例大。儲層物性整體較好，但砂體展布規(guī)律較難把握，儲層非均質性較強，局部微裂縫發(fā)育，開發(fā)矛盾逐漸暴露，需要實時對油田開發(fā)進行動態(tài)分析，不斷調整工作部署，進一步改善油田開發(fā)效果。主要從開發(fā)形勢，地層壓力保持水平和水驅程度等問題進行研究，得出目前整體注水開發(fā)水平相對較低，儲層非均質性強，需要進一步研究分層注水技術政策，實現3層及以上分注，提升油藏開發(fā)水平，為增儲上產提供有力支撐。

姬塬油田；分層注水；水驅程度

分層注水是長慶油田實現5000×104t可持續(xù)發(fā)展的一項重要舉措，是提高低滲特低滲透油藏最終采收率的一項關鍵技術[1]。在注水開發(fā)過程中，存在油井過早水淹、注水不見效以及縱向上水驅不均勻等問題，而油田開發(fā)實踐證明，分層注水可以增大水驅動用程度，穩(wěn)定并提高單井產量，提高階段采出程度和最終采收率。因此，對姬塬油田黃57區(qū)塊的分層注水技術研究以及效果評價具有重要意義。國內油田注水由20世紀50年代的籠統(tǒng)注水逐步發(fā)展為分層注水、細分層系注水和精細注水，注水工藝經歷了籠統(tǒng)注水、同心注水、偏心注水、集成式注水、智能注水5個主要發(fā)展階段[2-3]。目前分層注水取得了分層、測試、調配、洗井、作業(yè)等技術，為油田實現分層開采奠定了堅實的技術基礎。

1 地質概況

姬塬油田黃57區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地的西北部,橫跨天環(huán)坳陷和陜北斜坡，構造平緩[1]，油藏類型為巖性油藏。區(qū)內地表屬典型的黃土塬地貌，地形起伏不平，屬內陸干旱型氣候，年平均氣溫約10℃，年平均降水量570mm左右。其中長8油層屬主力油層，油藏埋深2600m，厚度約15～20m，有效厚度9.2m，孔隙度8.68%，滲透率0.53mD，原始地層壓力20.34MPa，地層原油粘度1.19mPa·s，地層原油密度0.775g/cm3。地層水礦化度為29.0g/L，水型為CaCl2型。

2 分層注水技術研究

2.1 分注井生產情況

目前研究區(qū)水井開井數110口，其中籠統(tǒng)注水77口、分層注水33口，分注率達到30%，單井日注21m3，月注采比3.25，累計注采比2.4，東部及中北部由于個別注水井剖面吸水不均及地層或系統(tǒng)原因注不夠等原因，地層能量未得到及時補充，目前，長8油藏共有23口油井供液能力不足。2013年以來，共上調注水井配注4井次，恢復注水1井次，配注調整后局部油井逐漸見效，但仍然影響遞減。

2.2 分注必要性

分層注水即對不同性質的油層區(qū)別對待，通過改變地下壓力場的分布，使注入水波及到高含油飽和度區(qū)域，從而將剩余油區(qū)中的原油驅出。通過分析研究區(qū)內油層相對較厚，隔夾層發(fā)育，非均質性強，必須采取精細分層注水，緩解層間、層內矛盾，滿足分層注水條件。

2.3 分注工藝技術

結合精細小層劃分+生產動態(tài)+儲層特征為一體的精細分層注水標準。應用沉積旋回+標志層方法，在長8進一步細分為長811、長821、長812、長822等4個小層。根據開發(fā)特征，將長811層劃分為中部低壓區(qū)、南部塬96-35區(qū)、西北部水平井區(qū)、東部塬96-51區(qū)等4個流動單元。通過對單層試油產量統(tǒng)計分析，長81油層厚度相對較大，分布穩(wěn)定，試油產量高。同時對儲層特征也進行了分析，表明白該區(qū)內長81儲層物性以及吸水狀況也相對好于長82。固長81油層是此次分層注水效果評價主要目的層。

結合吸水剖面資料對隔層與水驅狀況的關系進行分析：隔層與吸水狀況關系：隔層厚度大于2m，吸水不均比例相對較小。隔層與水驅動用：無隔層水驅動用為55.9%；隔層在0～1m間水驅動用為55.4%；隔層大于2m，水驅動用程度相對較高。隔層與產出狀況關系：分層注水后，隔層在2m左右，單井產量增幅相對較高。

綜上，目前實施精細分層注水，結合油藏認識、開發(fā)動態(tài)、精細小層對比等成果的基礎上，綜合應用滲透率級差和隔夾層厚度的方法，研究出精細分層注水標準，整體2層或3層分注，部分區(qū)域根據小層儲量控制狀況實施3層以上分注。

2.4 注水參數的確定

初步形成了精細分層注水開發(fā)技術政策，在注采平衡的情況下，吸水層與產出能力的對應性較好，根據注入剖面吸水能力計算出各個小層的吸水量。數值模擬法以0.2mD滲透率為基礎，分別模擬1～7倍滲透率級差，模擬表明，受高滲透率層的影響，低滲透率層注入水推進速度不同，滲透率級差保持在3倍左右，注入水見效最快。用油藏工程法確定最大最小注水量和合適的注水強度，改變以往利用破裂壓力作為最大注水壓力計算注水量，而是用裂縫開啟壓力作為最大注水壓力?？紤]啟動壓力梯度、介質變形、油井壓裂增產效果，確定注采井間壓力梯度分布曲線，確定最小注水量[5]。

式中：qi——注水量,m3；

h——注水層厚度,m；

F——油藏含油面積,km2；

S0——含油飽和度,%；

Φ——綜合含水,%；

VL——合理采液速度,%；

Ve——水侵速度,%。

計算出了最小注水強度：0.75m3/d·m，最大注水強度：1.5m3/d·m。在相同注入量條件下，注水強度越大，注入水在近井地帶不能及時向外傳播，有效波及范圍越小。注水強度越小，油水井間壓力剖面分布越均勻。

根據已分注注水調整礦產統(tǒng)計、數值模擬、油藏工程等分析，形成了黃57區(qū)精細分層注水開發(fā)技術政策。確定了合理的注水政策參數1.0m3/d·m。考慮中部低壓區(qū)、南部塬96-35區(qū)、西北部水平井區(qū)、東部塬96-51各流動單元小層物性及地層壓力保持各有不同，固對其進行區(qū)別注水。其中：中部平均地層壓力16.24MPa，注水強度保持在1.2m3/d·m；南部塬96-35區(qū)物性相對較好，平均地層壓力14.71MPa,油井26口，水驅動用程度75.3%，吸水狀況較好，注水強度1.0～1.2m3/d·m；西部水平井區(qū)控制注水，注水強度1.6～1.8m3/d·m，水平井腰部注水井停注觀察；東部塬96-51區(qū)地層壓力12.08MPa，較低，油井見效慢，應對其措施增注。

3 分層注水效果評價

黃57區(qū)長8油藏目前水驅控制程度80.5%，水驅動用程度70.3%，水驅指數3.85，存水率保持在0.88，平均單井吸水厚度11.06m，地層壓力保持在14.8MPa左右，與2012年12月相比吸水狀況有明顯提升（見表1），研究證明分層注水對地層能量的保持和油井開發(fā)都有著良好的效果。

表1 黃57區(qū)塊長8油藏水驅狀況統(tǒng)計表

4 結論與認識

精細分層注水是低滲透儲層油層穩(wěn)產的核心和關鍵，表現在剖面上注水井吸水厚度和水驅動用程度逐漸增大，地層壓力大幅提高，最終可提現在油井單井產能上的提升和穩(wěn)產；精細分層注水技術體系，為低滲透油藏分層注水提供了研究和生產方向；通過精細小層對比，是否需要三分或者多層分注，其對應的標準需進一步研究，不斷提高開發(fā)水平。

[1]羅順社,銀曉.鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)延長組長8沉積相的研究[J].石油天然氣學報，2008,30(4)：5-9.

[2]張建娜,閆曉飛,陳華,等.姬塬長8油藏儲層物性及開發(fā)效果分析[J].石油化工應用,2008,31(8)：68-70.

[3] 李元昊，張銘記，王秀娟，等.鄂爾多斯盆地西北部上三疊統(tǒng)延長組復合油藏成藏機理[J].巖性油氣藏,2010,22(2)：32-36.

[4]張玉榮，閆建文，楊海英，等.國內分層注水技術新進展及發(fā)展趨勢[J].石油鉆采工藝，2011，33(2):102-107.

[5]趙宏波，劉小寧，王洪君，等.鄂爾多斯盆地姬源地區(qū)黃57井區(qū)斷層識別及意義[J].石油化工與應用，2013，32(1):80-84.

TE357.6

A

1004-5716(2015)02-0045-02

2014-03-11

2014-03-18

張建魁（1981-），男（漢族），甘肅會寧人，工程師，現從事油田開發(fā)科研生產工作。