海一塊注水綜合調(diào)整技術(shù)的研究與應(yīng)用

唐永江

(中國石油遼河油田公司 油氣合作開發(fā)公司，遼寧 盤錦 124010)

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海一塊注水綜合調(diào)整技術(shù)的研究與應(yīng)用

唐永江

(中國石油遼河油田公司 油氣合作開發(fā)公司，遼寧 盤錦 124010)

海一塊為層狀邊水普通稠油油藏，投入開發(fā)以來，不斷加強(qiáng)注水工作，取得了較好的開發(fā)效果。隨著油藏進(jìn)入高含水開發(fā)階段，受儲層非均質(zhì)性影響，平面、層間水淹狀況差異逐年增大，剩余油分布日趨零散，注水開發(fā)調(diào)整難度逐年增大。通過分析開發(fā)矛盾，研究剩余油分布規(guī)律，在完善注采系統(tǒng)、注水井細(xì)分重組、整體調(diào)堵、動態(tài)監(jiān)測、不穩(wěn)定注水及合理量化采液強(qiáng)度等方面實施了有針對性的注水調(diào)整及配套穩(wěn)產(chǎn)措施，保證了斷塊的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。

注水開發(fā)；剩余油；穩(wěn)產(chǎn)措施；綜合調(diào)整

海一塊位于海外河油田西南部,是海外河油田的主力斷塊，含油面積5.9 km2，石油地質(zhì)儲量1 227×104t，油藏埋深1 650 m～1 950 m。開發(fā)主要目的層為下第三系東營組馬圈子油層，屬三角洲前緣沉積體系，發(fā)育有水下分流河道、河口砂壩、分流間灣和前緣薄層砂等沉積微相。平均孔隙度 29.1%，平均空氣滲透率633×10-3μm2。儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)，平面上砂體連續(xù)性較差，滲透率分布具有明顯的方向性。層間滲透率級差399倍，變異系數(shù)0.36～2.19。20 ℃地面原油密度0.963 g/cm3，50℃地面脫氣原油粘度496 mPa·s，屬于普通稠油。原始地層壓力18.5 MPa，飽和壓力16.4 MPa。區(qū)塊自投入開發(fā)以來，經(jīng)歷了天然能量開發(fā)、早期邊部溫和注水開發(fā)和全面注水開發(fā)三個階段。截至2015年12月，海一塊共有油井105口，開井101口，日產(chǎn)油447 t，綜合含水84.5%，累采油382.9×104t，采油速度1.38%，采出程度31.2%；共有注水井41口，開井35口，日注水量1 325 m3，平均單井日注水38 m3，累注水823.1×104m3，累計注采比0.64。

1 主要開發(fā)矛盾

海一塊開發(fā)26年來，通過不斷加強(qiáng)注水工作，油藏水驅(qū)效果逐年改善。但隨著開發(fā)的不斷深入，水驅(qū)效果逐漸變差，剩余油分布零散，增大了穩(wěn)產(chǎn)、挖潛的難度。在綜合地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，分析斷塊老井減產(chǎn)原因，歸納為以下四個方面：

1.1 層間干擾

縱向上層間非均質(zhì)性強(qiáng)導(dǎo)致動用程度差異大。海一塊層間滲透率級差大，注入水沿高滲透層或高滲透帶單層突進(jìn)或?qū)觾?nèi)指進(jìn)，導(dǎo)致對應(yīng)油井含水上升快，中、低滲透層受效差，全塊有28%的油井合采，據(jù)統(tǒng)計2015年老井因?qū)娱g干擾減產(chǎn)嚴(yán)重，影響產(chǎn)量達(dá)24.5 t/d。

1.2 局部注采系統(tǒng)不完善

平面上儲層物性、油層厚度及分布形態(tài)明顯受相帶控制，水淹程度不同；注水井由于受套損、出砂等因素影響停注，導(dǎo)致局部地區(qū)注采井網(wǎng)不完善，注入水單方向突破后，平面上指進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重，受效油井含水上升而減產(chǎn)。

1.3 調(diào)剖效果變差

海一塊自2011年開始推廣實施調(diào)剖技術(shù)，取得了較好效果。但隨著調(diào)剖次數(shù)的增加，調(diào)剖效果逐漸變差，統(tǒng)計2012～2015年調(diào)剖效果表明：平均單井次增油量由578 t下降到310 t，有效期由10.5個月縮短至3.5個月。[1]

1.4 邊水侵入

油層動用程度嚴(yán)重不均，油井含水上升加快、產(chǎn)量遞減加大。海一塊邊水較為活躍，隨著邊水向構(gòu)造高部位推進(jìn)，邊部油井含水逐漸上升，經(jīng)統(tǒng)計，油井由于受邊水影響，日減產(chǎn)10.4 t。

2 綜合調(diào)整技術(shù)研究與應(yīng)用

2.1 剩余油分布規(guī)律研究

通過利用動態(tài)分析、小層沉積微相、小層微構(gòu)造等多種分析方法，進(jìn)一步明確了剩余油在平面及縱向上的分布特征。

2.1.1 平面上剩余油分布特點

隨著油田綜合含水和采出程度的不斷增加，平面上剩余油的分布越來越明顯地受多種因素綜合控制，主要有以下五種類型：1)沉積微相控制的剩余油。河道或砂壩邊部，物性較差，注水波及程度低，剩余油飽和度相對較高；前緣薄層砂及分流間灣部位油層，厚度薄，物性差，水驅(qū)波及程度低，剩余油相對富集；而分流河道的主流線及河口砂壩核部儲層物性好，水淹嚴(yán)重，含油飽和度較低[2]。2)相鄰采油井中間的剩余油。部分井區(qū)由于井距較大，井間動用程度相對較低，剩余油較富集。3)注采井網(wǎng)不完善形成的剩余油。由于套損、出砂等原因?qū)е戮植咳鄙僮⒉删c，注采井網(wǎng)不完善的部位水淹程度較弱，油層動用程度低。4)受構(gòu)造控制的剩余油。油田投入注水開發(fā)后，因油水的重力分異作用，相對凸起的正向微型構(gòu)造常為剩余油富集區(qū)，相對下凹的負(fù)向微型構(gòu)造常為高含水區(qū)。因此，在構(gòu)造或微構(gòu)造高點以及斷層邊角區(qū)域，水驅(qū)波及效果差，剩余油相對富集[3]。5)透鏡體控制的剩余油。在陸相沉積過程中，由于河流的擺動、湖泊水進(jìn)與水退、沉積環(huán)境的變化、季節(jié)性水流量的變化與攜帶的碎屑沉積物含量的變化，在地層的沉積過程中，往往形成透鏡體。這種透鏡體在現(xiàn)有井網(wǎng)條件下，連通狀況較差，動用程度低，也是剩余油富集區(qū)之一[4]。

2.1.2 縱向上剩余油分布特點

地層縱向上等時不同相或同相不等時沉積，決定了儲層層間和層內(nèi)的非均質(zhì)性，導(dǎo)致剩余油在縱向上分布狀況存在差異，主要有以下三個方面：1)層間差異導(dǎo)致低滲透層中的剩余油。2)各種韻律厚油層層內(nèi)差異導(dǎo)致的剩余油。不同的韻律層其水淹規(guī)律不同，正韻律油層的上部水洗程度差，下部水洗程度高，導(dǎo)致了剩余油分布的差異。3)注采井間缺乏連通形成的剩余油[5]。

2.2 綜合調(diào)整技術(shù)應(yīng)用

在明確剩余油分布規(guī)律的基礎(chǔ)上，進(jìn)行綜合注水調(diào)整技術(shù)的研究，并及時實施有針對性的注水調(diào)整及相應(yīng)配套穩(wěn)產(chǎn)措施。

2.2.1 完善注采系統(tǒng)，提高水驅(qū)動用程度

2015年起加大完善海一塊注采系統(tǒng)力度，在海一塊東北部及中部地帶實施轉(zhuǎn)注2口、油水井更新9口，斷塊注采比由1 ∶2.6提高到1 ∶2.4，日注水量由1 325 m3增加到1 440 m3，對應(yīng)6口油井，平均日增油3.2 t。

2.2.2 注水井細(xì)分重組，緩解層間矛盾

海一塊注水井段長，注水層數(shù)多，為了緩解層間矛盾，啟動中低滲透層，對籠統(tǒng)水井主要采取二級三段分注方式；但由于每個層段都有4～6個注水小層，分注一段時間后，層間矛盾發(fā)生變化，各小層吸水狀況變得不均衡，因此需要進(jìn)行層段重組。2015年至2016年通過加強(qiáng)動態(tài)分析，共對注水井實施細(xì)分、重組13井次，井組累增油5 079 t。

2.2.3 整體調(diào)堵，實現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向

深度調(diào)剖技術(shù)是應(yīng)用弱凝膠體系，實現(xiàn)高滲透層深部封堵，擴(kuò)大水驅(qū)波及體積。其主要作用：一是堵塞高吸水層，啟動中低滲透層，調(diào)整吸水剖面；二是注水運移過程中驅(qū)替原油。

海一塊的主力油層D23-3砂巖組層間差異造成高滲透層水淹嚴(yán)重，由于隔層小或無隔層，油井不能進(jìn)行機(jī)械堵水；砂巖組油層厚，以復(fù)合韻律為主，層內(nèi)滲透率差異導(dǎo)致高滲透條帶水淹嚴(yán)重，低滲透條帶的剩余油在常規(guī)注水和采油下難以動用。2015年在海一塊進(jìn)行選層調(diào)剖試驗，取得了較好的增油效果。2016年對調(diào)剖注入?yún)?shù)進(jìn)行了優(yōu)化，加大實施分層調(diào)剖力度。共實施調(diào)剖26口，其中分層調(diào)剖16井次，對應(yīng)油井58口，日增油達(dá)14.1 t，調(diào)剖前平均注水壓力6.8 MPa，調(diào)剖后上升到7.8 MPa。同時對調(diào)剖井組中的采油井實施有針對性的化學(xué)堵水措施，2016年共實施化學(xué)堵水12井次。截至目前，整體調(diào)堵累計增油1.314 5×104t。

2.2.4 動態(tài)監(jiān)測指導(dǎo)找堵水，挖掘剩余油潛力

在常規(guī)注水、多層合采的情況下，由于層間物性的差異，高滲透層含水上升快，水淹程度高，致使中低滲透層開發(fā)效果差。2016年利用硼中子壽命測井技術(shù)、雙源距碳氧比測井技術(shù)及環(huán)空產(chǎn)液剖面測試技術(shù)實施找堵水措施16井次，增油0.513 8×104t。

2.2.5 邊部不穩(wěn)定注水，提高波及體積

2015年針對海一塊邊部油井隔層薄，注水井分注難度大的實際情況，在海一塊邊部實施了5口井周期注水，其中有兩口井未見效，一口井穩(wěn)產(chǎn)，其余兩口注水井組取得了較好的效果(見表1)。

表1 2015年度周期注水效果統(tǒng)計表

2016年對注水井組重新分析，利用經(jīng)驗公式重新計算注水周期、注水量，結(jié)合生產(chǎn)實際，將注水周期從兩個月增加到三個月，即采取注一個月停兩個月的不對稱式周期注水，在三口注水井(海02-20、海2-12和海2-24)繼續(xù)實施周期注水，井組日增油3.0 t，累計增油467 t。

2.2.6 合理量化采液強(qiáng)度,指導(dǎo)油井提液

采取不同方式進(jìn)行提液，可以增大生產(chǎn)壓差，減少層間干擾，克服低滲透油層毛管阻力，削弱重力的影響，從而通過提高采液指數(shù)來提高采油指數(shù)，提高薄差油層動用程度。

結(jié)合采液強(qiáng)度等值圖和動液面等值圖，在海一塊西部和中部地區(qū)，選擇出砂輕、采液強(qiáng)度低于2.0 m3/d·m 以下、動液面小于600 m油井，通過調(diào)參、轉(zhuǎn)抽、換泵三種方式進(jìn)行提液，共實施20口井，日增油15 t，累增油1 007 t。

3 開發(fā)效果評價

海一塊呈現(xiàn)出“產(chǎn)液量穩(wěn)定，產(chǎn)油量穩(wěn)定，含水穩(wěn)定，遞減減緩”的開發(fā)特征(見圖1)。自然遞減率由去年的15.93%下降到11.07%，含水上升率由0.97%下降到-0.09%，取得了較好的開發(fā)效果。水驅(qū)特征曲線及“S”曲線呈現(xiàn)良好的態(tài)勢(見圖2～圖3)，水驅(qū)效果進(jìn)一步改善，斷塊保持了一類油藏開發(fā)水平。

4 結(jié)論

1)海1塊開發(fā)進(jìn)入高含水期后，注水開發(fā)矛盾日益突出，主要表現(xiàn)為：平面上儲層物性、油層厚度及分布形態(tài)明顯受相帶控制，水淹程度不同；縱向上層間非均質(zhì)性強(qiáng)導(dǎo)致動用程度差異大。油層動用程度嚴(yán)重不均，油井含水上升加快、產(chǎn)量遞減加大。

2)針對海1塊目前生產(chǎn)中存在的主要開發(fā)矛盾，在研究剩余油分布規(guī)律的基礎(chǔ)上，通過調(diào)整注水、實施有效的油水井配套穩(wěn)產(chǎn)措施，實現(xiàn)了區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)。

3)及時準(zhǔn)確的動態(tài)分析是認(rèn)識油藏變化規(guī)律的重要手段。精細(xì)油藏描述和剩余油分布規(guī)律研究是進(jìn)行開發(fā)調(diào)整，確保老油田穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)。采取綜合性注水調(diào)整是改善注水開發(fā)效果的有效途徑。

[1] 馬強(qiáng)．PI決策技術(shù)在海1塊整體調(diào)剖技術(shù)中的應(yīng)用[J]．江漢石油科技，2010，20(1)：23-25．

[2] 董憲章.油井產(chǎn)狀和油藏動態(tài)分析[M].北京：石油工業(yè)出版社，1981.

[3] 馬強(qiáng)．海1塊復(fù)合深度調(diào)驅(qū)體系研究[D]．大慶：東北石油大學(xué)，2012．

[4] 達(dá)克LP.油藏工程原理[M].北京：石油工業(yè)出版社，1984.

[5] 黃延章.低滲透油層滲流機(jī)理研究[M].北京:石油工業(yè)出版社，1998.

Research and Application of Water Injection ComplexRegulation Technique in HAI 1 Block

TANG Yong-jiang

(Oil Gas Cooperation Development Department, Liaohe Petroleum Company, Panjin 124010, Liaoning, China)

Hai 1 block belongs to normal thick oil reservoir with boundary water, and it is keeping water injection operation for oil production, and gaining better production efficiency. It is difficult for production with water injection due to the high water saturation and reservoir heterogeneity, huge water flush difference between the level and layer every year. Residues left spread here and there. Measures are taken after analyzing the development problem and researching residue spread conditions, completed injection and production well pattern, dynamic monitoring,regulation plugging pattern, production rational for steadily production in this fault.

water injection development; residue oil; steady production measures; complex regulation

2016-11-02

唐永江(1983-)，男，黑龍江大慶人，工程師，碩士，從事生產(chǎn)管理工作，E-mail：starmq@sohu.com。

TE357

B

1008-9446(2017)03-0005-04