南堡凹陷典型油藏水驅(qū)狀況研究及調(diào)整對(duì)策

袁學(xué)生，張國(guó)勤，朱春艷，鄧 健

（中國(guó)石油冀東油田公司陸上作業(yè)區(qū)，河北唐山 063299）

南堡凹陷高66X1 斷塊是南堡陸地注水開(kāi)發(fā)油藏典型斷塊，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量102.4×104t，油井14 口，日產(chǎn)液119.1 t，日產(chǎn)油34.2 t，綜合含水71.3 %，采油速度0.91 %，截至2018 年底累積產(chǎn)油8.1×104t，采出程度7.9 %，注水井開(kāi)井3 口，日注水136 m3，月注采比0.95，累計(jì)注采比0.8。隨著注水開(kāi)發(fā)的不斷推進(jìn)，逐漸暴露出水驅(qū)狀況逐年變差、含水上升較快等問(wèn)題，為了確保該斷塊的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)與高效開(kāi)發(fā)，達(dá)到提高斷塊整體開(kāi)發(fā)水平和經(jīng)濟(jì)效益的目的，近幾年來(lái)根據(jù)地質(zhì)研究成果，結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)測(cè)試資料，開(kāi)展了水驅(qū)調(diào)整潛力研究工作，取得了一些研究成果和認(rèn)識(shí)，并提出了改善開(kāi)發(fā)效果的技術(shù)對(duì)策。

1 油藏地質(zhì)特征

南堡凹陷高66X1 斷塊油藏類(lèi)型為復(fù)雜斷塊構(gòu)造巖性油藏，主要含油層系為沙河街組。油藏埋深3 400 m～3 800 m，儲(chǔ)層物性表現(xiàn)為中、低滲透、特低滲交互發(fā)育，測(cè)井解釋平均孔隙度13.5 %，平均滲透率8.5 mD，縱向上油層的分布受構(gòu)造和巖性雙重影響，油水關(guān)系復(fù)雜沒(méi)有統(tǒng)一的油水界面。砂體連通性相對(duì)較好，但非均質(zhì)性較強(qiáng)。層間平均滲透率級(jí)差19.8，變異系數(shù)0.91，小層平面平均滲透率級(jí)差17.4，變異系數(shù)0.94。儲(chǔ)層巖石表面潤(rùn)濕性屬于中強(qiáng)親水型，注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中水相首先占據(jù)微孔細(xì)喉，而把油相推向更通暢的大孔喉中，從而降低殘余油飽和度和水相相對(duì)滲透率[1]，為注水開(kāi)發(fā)創(chuàng)造了有利條件，平均束縛水飽和度29.9%，殘余油飽和度35 %，最終驅(qū)油效率54 %。

2 水驅(qū)狀況研究及油藏存在主要問(wèn)題

斷塊沙河街組油藏采出程度僅為7.9 %，綜合含水高達(dá)71.3 %，高含水與低采出程度關(guān)系不匹配，且近年來(lái)含水上升率逐年升高，2018 年含水上升率達(dá)到12.5 %，自然遞減、綜合遞減增大，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度降低，油藏開(kāi)發(fā)形勢(shì)逐漸變差（見(jiàn)表1）。

2.1 層間矛盾突出導(dǎo)致水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度低

水井縱向上注水井段長(zhǎng)，注水層數(shù)多，平均單井注水12 層/38.1 m，層間矛盾突出，吸水剖面資料顯示吸水層數(shù)占射孔注水層數(shù)的29.8 %，吸水厚度占射孔注水厚度的27.9 %，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度低。具體體現(xiàn)在分注后一部分層段不滿足配注要求，一部分分注層段段內(nèi)剖面吸水比例低，吸水層相對(duì)單一導(dǎo)致單層注水強(qiáng)度大（見(jiàn)表2）。注水見(jiàn)效井組水線易沿高滲透主力層單層突進(jìn)，縱向上物性較差的層未得到有效水驅(qū)動(dòng)用，數(shù)值模擬結(jié)果顯示雖然油藏整體壓力保持水平較高，但注水受效層與未有效水驅(qū)動(dòng)用層之間地層壓力系數(shù)相差0.22～0.35，且隨著注水開(kāi)發(fā)的不斷推進(jìn)，層間矛盾愈加突出。

水井分段注水指示曲線，可有效判斷各層段吸水能力，并通過(guò)深入研究各層段注水指示曲線“拐點(diǎn)”前后斜率變化特征，可指導(dǎo)水井分注層段動(dòng)態(tài)調(diào)整[2，3]。典型水井G166-52 分層段注水指示曲線顯示，各層段注水啟動(dòng)壓力分別為12.2 MPa、14.4 MPa、18.4 MPa，層段吸水指數(shù)為3.6 m3/（d·MPa）、3.3 m3/（d·MPa）、0.86 m3/（d·MPa），其中層段三與其他層段相比較，注水啟動(dòng)壓力高，吸水指數(shù)低，吸水能力差異大，通過(guò)常規(guī)分注措施難以滿足油藏注水量要求。層段一、二單段注水指示曲線存在一個(gè)明顯拐點(diǎn)，拐點(diǎn)把曲線分為斜率不同的兩段，拐點(diǎn)后曲線斜率均向注入量X 坐標(biāo)軸偏轉(zhuǎn)，說(shuō)明吸水能力增強(qiáng)，分析認(rèn)為多層合注層段各小層之間注水啟動(dòng)壓力不同，指示曲線測(cè)試過(guò)程中隨著注入壓力的提升，啟動(dòng)新層吸水或者是原吸水層產(chǎn)生微裂縫打破了原吸水層注入壓力與注入量之間的平衡狀態(tài)[4，5]，造成吸水指數(shù)增大，綜合斷塊地層破裂壓力并結(jié)合吸水剖面資料分析認(rèn)為層段具備通過(guò)細(xì)分注水改善剖面潛力（見(jiàn)圖1）。

表1 高66X1 斷塊沙河街油藏開(kāi)發(fā)指標(biāo)對(duì)比

表2 水井吸水狀況變化統(tǒng)計(jì)表

圖1 高166-52 井分層段指示曲線對(duì)應(yīng)吸水剖面示意圖

2.2 平面非均質(zhì)性較強(qiáng)造成注入水利用率低

斷塊主力小層平面非均質(zhì)性強(qiáng)，平均滲透率級(jí)差17.4，變異系數(shù)0.94。水驅(qū)開(kāi)發(fā)過(guò)程中，由于注入水具有沿高滲方向優(yōu)先推進(jìn)的特點(diǎn)，從而導(dǎo)致平面注水驅(qū)替過(guò)程不均衡，甚至造成注入水沿高滲透方向低效循環(huán)，進(jìn)而影響油藏整體的開(kāi)發(fā)效果。

統(tǒng)計(jì)5 個(gè)主力注水受效小層，油井能夠形成雙向及以上注采對(duì)應(yīng)井層19 個(gè)，但水驅(qū)過(guò)程中僅4 個(gè)雙向受效，占比僅為23.5 %（見(jiàn)表3）。多數(shù)井層受效方向以單向受效為主，在注采相對(duì)同步情況下，見(jiàn)效方向主要受平面非均質(zhì)性影響，注入水沿高滲條帶推進(jìn)，部分受效井層由于長(zhǎng)期注水沖刷已形成優(yōu)勢(shì)滲流通道，對(duì)應(yīng)油井注水見(jiàn)效后，含水快速上升。單向見(jiàn)效油井極端高耗水，水洗條帶剩余油含油飽和度已降低至接近水驅(qū)殘余油飽和度40 %以下，導(dǎo)致嚴(yán)重?zé)o效注水循環(huán)，油藏存水率下降至0.3 以下。

3 精細(xì)注采調(diào)整對(duì)策

3.1 注水井段間精細(xì)調(diào)控結(jié)合段內(nèi)細(xì)分升級(jí)進(jìn)一步改善縱向剖面

通過(guò)對(duì)分層段注水指示曲線綜合分析，在不超過(guò)儲(chǔ)層破裂壓力前提下并考慮現(xiàn)有管網(wǎng)系統(tǒng)井口最高注入壓力，如果各層段都能啟動(dòng)注水，且注入量滿足油藏需求，通過(guò)調(diào)配層段間水嘴，加大高吸水層段節(jié)流壓差，提高全井注水壓力，放大差油層段水嘴，最大限度滿足差油層配注需求，全井重新定壓調(diào)整分層段流量，使之滿足單井配注方案。針對(duì)段間調(diào)配后，段內(nèi)吸水層單一層段，實(shí)施段內(nèi)進(jìn)一步細(xì)分升級(jí)，控制強(qiáng)吸水層，進(jìn)一步改善縱向剖面，實(shí)現(xiàn)層間相對(duì)均衡驅(qū)替。調(diào)整后全井注入壓力提升6 MPa，強(qiáng)吸水層得到有效抑制，同時(shí)增加多個(gè)吸水層，全井吸水層數(shù)動(dòng)用比例由29.8 %提高到44.2 %，砂巖吸水厚度比例由27.9 %提高到43.6 %，提高油層水驅(qū)動(dòng)用程度。

3.2 合理儲(chǔ)層改造建立有效注采驅(qū)替，擴(kuò)大注水波及

表3 主力受效小層受效狀況統(tǒng)計(jì)表

部分儲(chǔ)層物性差，注水啟動(dòng)壓力高，滲流阻力大造成吸水能力差。一直處于天然能量彈性開(kāi)發(fā)，且分層段指示曲線顯示在管網(wǎng)系統(tǒng)最高注入壓力條件下仍難以滿足配注要求，目前經(jīng)濟(jì)極限井距條件下難以建立有效注采驅(qū)替。針對(duì)此類(lèi)甜點(diǎn)區(qū)儲(chǔ)量可實(shí)施注采對(duì)應(yīng)壓裂改造重建驅(qū)替井網(wǎng)，通過(guò)“縫面建驅(qū)替、縫長(zhǎng)縮井距、縫網(wǎng)擴(kuò)波及”仿水平井注水開(kāi)發(fā)思路[4，5]，改變水驅(qū)波及形態(tài)，變常規(guī)直井的“紡錘狀波及”為仿水平井的“扇面狀波及”（見(jiàn)圖2、圖3）。計(jì)算結(jié)果表明，五點(diǎn)法注采井網(wǎng)在相同的井網(wǎng)井距條件下，半縫長(zhǎng)為100 m 時(shí)，波及體積可以擴(kuò)大近1.6 倍（見(jiàn)圖4、圖5），提高低滲透油藏采收率，實(shí)現(xiàn)效益開(kāi)發(fā)。統(tǒng)計(jì)分析斷塊18 個(gè)井層具備壓裂改造潛力，預(yù)計(jì)可有效建立水驅(qū)動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量26.5×104t。

計(jì)算單元幾何參數(shù)：水井端裂縫半縫長(zhǎng)L1；油井端裂縫半縫長(zhǎng)L2；水井距離油井裂縫最短距離d1；油井距離水井裂縫最短距離d2；注水井水驅(qū)角度增量α1；注水井裂縫前緣水驅(qū)角度增量α2；油井裂縫前緣水驅(qū)角度增量β1；油井水驅(qū)角度增量β2；正方形長(zhǎng)邊長(zhǎng)度L；正方形短邊長(zhǎng)度d。

3.3 精細(xì)調(diào)整不同方向驅(qū)替壓差，增加平面水驅(qū)受效方向

圖2 常規(guī)直井紡錘狀波及示意圖

圖3 壓裂仿水平井扇面狀波及示意圖

圖4 五點(diǎn)法注采井網(wǎng)流線示意圖

圖5 交錯(cuò)排狀井網(wǎng)一注一采流線示意圖

在水驅(qū)開(kāi)發(fā)過(guò)程中，降低儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性對(duì)水驅(qū)的影響，調(diào)整和重建各向均衡的水驅(qū)注采體系已成為當(dāng)前油田開(kāi)發(fā)調(diào)整的主導(dǎo)思路。調(diào)節(jié)平面水驅(qū)流場(chǎng)，實(shí)現(xiàn)平面均衡水驅(qū)主要有井距調(diào)整和驅(qū)替壓差調(diào)整兩種方式。井距調(diào)整需要進(jìn)一步縮短注采井距鉆調(diào)整井，受油藏效益開(kāi)發(fā)影響往往難以實(shí)現(xiàn)。礦場(chǎng)上主要采取調(diào)整不同注采方向驅(qū)替壓差改變高滲方向和低滲方向的滲流動(dòng)力從而調(diào)節(jié)水驅(qū)流場(chǎng)。非均質(zhì)儲(chǔ)層變驅(qū)替壓差水驅(qū)數(shù)值模擬表明，在各向驅(qū)替壓差相等、各向井距相同的條件下，驅(qū)替壓力梯度相同，但注入水沿高滲方向竄流，水驅(qū)不均衡。通過(guò)增大低滲方向驅(qū)替壓差、減小高滲方向驅(qū)替壓差，能夠改變?cè)序?qū)替壓力梯度及水驅(qū)流場(chǎng)的分布，低滲區(qū)水驅(qū)程度可以得到強(qiáng)化[6-9]。通過(guò)以油水井最小水驅(qū)受效單元為基礎(chǔ)，注采聯(lián)動(dòng)調(diào)整平面水驅(qū)波及方向，物性好水驅(qū)主流線方向油井控制液量、水井控制注水，物性差弱流線油井深抽提液、水井加強(qiáng)注水。實(shí)施后斷塊增加受效方向16 個(gè)，增加水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量15.6×104t。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）高66X1 斷塊開(kāi)發(fā)效果變差，主要受層間矛盾導(dǎo)致水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度低以及平面非均質(zhì)性造成水驅(qū)見(jiàn)效方向單一，注入水利用率低等因素影響。

（2）水井分層段注水指示曲線是生產(chǎn)開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)重要的測(cè)試資料，結(jié)合地質(zhì)研究成果，可有效指導(dǎo)層段間精細(xì)調(diào)配，并且是段內(nèi)細(xì)分升級(jí)，儲(chǔ)層改造改善水驅(qū)動(dòng)用重要依據(jù)。

（3）壓裂改造是低滲難采儲(chǔ)量有效開(kāi)發(fā)方式，油水井對(duì)應(yīng)壓裂改造形成仿水平井注水開(kāi)發(fā)井網(wǎng)能夠?qū)崿F(xiàn)建立有效注采驅(qū)替，擴(kuò)大注水波及目的。

（4）油藏均衡水驅(qū)是改善水驅(qū)效果的有效手段，具有較強(qiáng)的礦場(chǎng)操作性，能夠最大程度降低儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響，提高水驅(qū)波及系數(shù)和水驅(qū)采收率。