復(fù)雜斷塊油藏高含水期注水開發(fā)特點和技術(shù)對策

趙雪培，潘 紅

（1.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院創(chuàng)新1601班，四川成都 610500；2.大港油田采油工藝研究院，天津 300280）

高含水開發(fā)期的復(fù)雜斷塊油藏已全面進入高采出程度高含水開發(fā)階段，存在層系井網(wǎng)多、油層非均質(zhì)性嚴(yán)重、開發(fā)生產(chǎn)歷史長、開采對象復(fù)雜的問題，提高開發(fā)效果存在較大技術(shù)難度[1，2]。近年來，開展了注水開發(fā)后期水驅(qū)規(guī)律研究[3，4]、河道砂體及內(nèi)部構(gòu)型刻畫[6-8]、剩余油分布特征等基礎(chǔ)研究，實踐了高含水油藏層系井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整、深部調(diào)驅(qū)[10]、單砂體注采關(guān)系完善[11]等調(diào)整治理，探索出高含水期復(fù)雜斷塊油藏精細注水開發(fā)技術(shù)對策，為同類油藏下步精細注水開發(fā)和提高水驅(qū)采收率提供了可借鑒的經(jīng)驗。

1 精細注水面臨的特點和變化

在油藏潛力、水驅(qū)規(guī)律和工作要求等方面表現(xiàn)出新的特點和變化，主要歸納為5個方面，分別是油藏研究和潛力認(rèn)識、中高滲油藏水驅(qū)特點、低滲透油藏注水難點、井況復(fù)雜程度的變化以及注水工作的系統(tǒng)性特性。

1.1 油藏研究的深入導(dǎo)致注采關(guān)系的認(rèn)知產(chǎn)生變化

隨著油藏研究技術(shù)的發(fā)展和應(yīng)用，高含水期剩余油潛力研究也得到發(fā)展?！坝蛯臃植集B置連片”特征的內(nèi)幕得到分層剖析，明化鎮(zhèn)、館陶組儲層河道刻畫、單砂體分布研究成果實現(xiàn)工業(yè)化成圖。在新的單砂體級別油藏模型認(rèn)識下，河道、構(gòu)型單元之間的滲流能力差異導(dǎo)致注采對應(yīng)和受益動態(tài)的差異，多數(shù)砂體的注采關(guān)系已不再完善。例如港東某區(qū)，在冊油水井?dāng)?shù)為332口，注采井?dāng)?shù)比達到1:2，只有35%的點壩砂體的控制井網(wǎng)的注采井?dāng)?shù)比低于1：2，整體水驅(qū)儲量控制程度只有42%（見表1）。

表1 港東某區(qū)點壩砂體注采井網(wǎng)控制情況（2010年）

1.2 中高滲油藏水驅(qū)表現(xiàn)為“強者越強、弱者越弱”

一方面，油藏儲層經(jīng)過長時間注水后，注入水滲流流經(jīng)的孔隙和喉道骨架表面的油膜被水膜所取代，加之注入水對造巖礦物表面油中極性分子的作用，儲層潤濕性發(fā)生變化，親水性增強，在相滲曲線中表現(xiàn)為相滲曲線右移，油相滲透率增加，滲流能力增加。港119井1965年鉆井取心，西17-2-2井于1980年在附近區(qū)域同一開發(fā)層位取心，相滲曲線向右偏移的特征十分明顯（見圖1）。

圖1 港119井和西17-2-2井相滲曲線

港205井、東檢4井和東檢5井分別于1968年、1982年和2005年鉆井取心，巖心試驗分析強水濕巖心所占分析巖心百分?jǐn)?shù)分別是0、28%和45%。

另一方面，中高滲儲層注水后，儲層微觀結(jié)構(gòu)發(fā)生變化。G78-26井巖心驅(qū)替試驗表明：注水驅(qū)替使附著在石英、長石以及巖屑表面的黏土顆粒和黏土膜脫落，物性好的細砂巖表面更加干凈（見圖2），流動阻力降低。

圖2 G78-26井巖心驅(qū)替后鑄體薄片中黏土顆粒脫落情況

西39-9井和同一位置更新井西新39-8井電測解釋資料對比表明：長期注水驅(qū)替后，儲層孔喉中值半徑增大1.5倍?？紫抖绕骄仙?%～4%，滲透率上升2～3倍。

綜合作用下，總體表現(xiàn)為形成優(yōu)勢滲流通道，降低水驅(qū)波及程度。

平面上，主滲流條帶水驅(qū)越來越強，極端情況下形成大孔道。港東油田示蹤劑推進速度最大達到27 m/d。

縱向上，層間矛盾越來越突出。王21井根據(jù)連續(xù)吸水剖面資料計算：在總井注入孔隙體積倍數(shù)為2.27時，14個注入層各層的注入倍數(shù)差異較大，少數(shù)強吸水層的注入倍數(shù)已達到5.78，而多數(shù)層的注入倍數(shù)在1.08～2.51，吸水厚度百分比也由初期的76%下降到44%，強吸水層要用較多注入倍數(shù)來小幅提高采出程度，弱吸水層的潛力得不到發(fā)揮。

1.3 井況復(fù)雜程度增大

精細注水開發(fā)井網(wǎng)層系完善治理面臨套損井?dāng)?shù)凈增加、占比比例高的問題。套損井占在冊井?dāng)?shù)的比例20%，套損井逐年年均凈增加比例高達7%，使得油藏的基礎(chǔ)注采井網(wǎng)受損，降低調(diào)整治理的效果。

1.4 精細注水治理是科學(xué)協(xié)作的系統(tǒng)工程

注水治理和地質(zhì)、油藏工程、工程工藝、地面工程和管理等系統(tǒng)密切相關(guān)，需要進行統(tǒng)籌考慮，將研究、部署、實施和管理有機結(jié)合。

2 改善注水開發(fā)效果技術(shù)對策

進一步改善精細注水開發(fā)效果的技術(shù)對策，概括為完善注采關(guān)系本質(zhì)的提升，即持續(xù)完善注采層系井網(wǎng)結(jié)構(gòu)關(guān)系的同時，深入提升為建立以優(yōu)化均衡驅(qū)替為目的的滲流關(guān)系。

2.1 含義

完善注采關(guān)系本質(zhì)，有5方面含義，分別為：（1）平面上解決驅(qū)替井網(wǎng)完善的問題，注采井網(wǎng)要落實在單砂體上，注重井網(wǎng)連通性。（2）縱向上要解決動用、水淹程度非均質(zhì)性問題，通過分層細分層和細分注來改善水驅(qū)。（3）在滲流能力相近的砂體構(gòu)型單元內(nèi)組建注采關(guān)系。（4）采用PV級的深部調(diào)驅(qū)來降低無效低效水循環(huán)。（5）充分運用注采調(diào)配優(yōu)化滲流驅(qū)替效果。

2.2 標(biāo)志技術(shù)

（1）精細的單砂體潛力評價。依托砂體刻畫，定量研究剩余油分布及規(guī)律，建立沉積微相模型、油藏模型和剩余油分布模型；剩余油分布研究要級次加深，由曲流河（辮狀河）級次向點壩（心灘壩）級次和點壩（心灘壩）內(nèi)部構(gòu)型級次深入；研究水驅(qū)動態(tài)變化的全過程，應(yīng)用數(shù)值模擬方法，全面跟蹤和描述生產(chǎn)過程和剩余油分布狀況，并開展機理研究。

（2）優(yōu)化構(gòu)建效益井網(wǎng)和效益層系。一是計算評價不同措施方式恢復(fù)、增加注水井點的效益賬；二是計算評價不同井深、不同油價條件下新鉆完善井所需臨界可采儲量的效益賬；三是計算評價重組層系后，層間滲流差異狀況改善的預(yù)測賬；四是計算評價重組層系井網(wǎng)與剩余可采儲量豐度的效益平衡賬，高含水油藏采出程度高，層系細分要考慮單井控制可采儲量，以可動剩余油儲量豐度為基礎(chǔ)，尋找效益井區(qū)和井網(wǎng)密度。

（3）高效的分注及配套技術(shù)。采用適宜的分注工藝技術(shù)，結(jié)合分注層段組合優(yōu)化研究，實現(xiàn)分注井分注層段內(nèi)油層動用程度大于80%的目標(biāo)。提升分注工藝技術(shù)水平主要體現(xiàn)在應(yīng)用橋式偏心分注技術(shù)升級換代常規(guī)井分注技術(shù)、應(yīng)用橋式同心分注技術(shù)實現(xiàn)高溫高壓深斜井分注轉(zhuǎn)型。分油田分別建立分注層段組合優(yōu)化標(biāo)準(zhǔn)，比如港東油田的分注層段組合優(yōu)化標(biāo)準(zhǔn)是：分注層段內(nèi)小層數(shù)低于5；注水厚度低于17 m；滲透率級差小于2；滲透率變異系數(shù)小于0.3。

（4）高效的PV級深部調(diào)驅(qū)。2011年官979斷塊實施PV級深部調(diào)驅(qū)項目，探索由單井調(diào)驅(qū)措施增油向整體提高采收率轉(zhuǎn)變的技術(shù)途徑。段塞設(shè)計為前置（中間）段塞+主段塞，前置（中間）段塞調(diào)驅(qū)體系為體膨顆粒+高溫連續(xù)凝膠，主段塞調(diào)驅(qū)體系為SMG。至2015年8月，完成設(shè)計注入，見到良好的效果：綜合含水由深部調(diào)驅(qū)前注采井網(wǎng)完善階段的96.5%下降到95.54%；深部調(diào)驅(qū)后，日產(chǎn)油改變快速遞減的趨勢，運行穩(wěn)定，增加0.5倍，最高時增加1倍多；評價階段總增油 6.3×104t，其中深部調(diào)驅(qū)增油 4.5×104t；提高采收率3.59%（見圖 3）。

（5）精細的動態(tài)注采調(diào)配。以保持注采平衡，主力開發(fā)單元能量逐步回升為原則，深化分注層段適應(yīng)性研究和分注層段配注比研究，精細實施動態(tài)調(diào)配。對油藏而言，總體控制注采平衡，考慮五個結(jié)合，即注水水質(zhì)與儲層物性相結(jié)合、地質(zhì)需求與井筒狀況相結(jié)合、多層系油藏與分注水平結(jié)合、注水井點位置與安全環(huán)保結(jié)合以及注水強度與下步開發(fā)需求結(jié)合。對注采井組而言，根據(jù)注入歷史和動態(tài)，分別采取減弱、加強和穩(wěn)定注水量的措施。減弱主吸水層和主流線的井的配注水量，減小注采壓差，降低水驅(qū)速度；加強弱吸水層和非主流線的井的配注水量，放大注采壓差，擴大波及體積；穩(wěn)定正常狀態(tài)的井和層的配注水量，穩(wěn)定注采壓差，控制含水上升。港西油田配注比保持1.13，地層壓力由10.1 MPa上升至10.3 MPa，注水井組穩(wěn)升率與油井受益見效率達到80%。

圖3 官979斷塊深部調(diào)驅(qū)過程及見效評價圖

3 結(jié)論

（1）隨著油藏研究技術(shù)的發(fā)展，“油層分布疊置連片”特征的內(nèi)幕得到分層剖析，河道砂體和單砂體得到精細刻畫，在新的地質(zhì)模型認(rèn)識下，多數(shù)砂體的注采關(guān)系已不再完善，需要進行調(diào)整。

（2）中高滲透砂巖油藏由于儲層長期注水沖刷，滲流特征、儲層物性產(chǎn)生一定程度的變化，導(dǎo)致層間、平面和層內(nèi)矛盾在高含水開發(fā)階段更加激化，普遍存在優(yōu)勢滲流通道降低水驅(qū)作用的問題。

（3）完善注采關(guān)系的含義需要進一步提升，即持續(xù)完善注采層系井網(wǎng)結(jié)構(gòu)關(guān)系的同時，深入提升為建立以優(yōu)化均衡驅(qū)替為目的的滲流關(guān)系。重點是：①平面上完善單砂體注采井網(wǎng)。②縱向上通過分層細分層和細分注來改善水驅(qū)。③在滲流能力相近的砂體構(gòu)型單元內(nèi)組建注采關(guān)系。④采用PV級的深部調(diào)驅(qū)來降低無效低效水循環(huán)。⑤充分運用注采調(diào)配優(yōu)化滲流驅(qū)替效果。