沈84-安12塊特高含水期精細(xì)注水開發(fā)實踐

陰 艷 芳

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 前 言

復(fù)雜斷塊多層砂巖油藏具有含油層系多、儲層非均質(zhì)性強、油藏類型復(fù)雜多變、水驅(qū)油效率低等特點[1-3]，如何提升多層砂巖油藏精細(xì)注水開發(fā)效果是此類油田生產(chǎn)的熱點和難點。靜安堡油田沈84-安12塊是遼河油田中典型的多層砂巖高凝油油藏，油藏在特高含水期采用一套層系、點狀不規(guī)則面積井網(wǎng)注水開發(fā)。油藏縱向動用程度差異大、平面注水受效不均衡，主力層低效、無效水循環(huán)嚴(yán)重，使得油藏長期處于高含水低速開發(fā)狀態(tài)。該區(qū)塊逐漸形成了特高含水期精細(xì)油藏描述、精細(xì)開發(fā)層系調(diào)整、精細(xì)多級細(xì)分注水等技術(shù)對策。自2018年實施以來，該區(qū)塊年產(chǎn)油量從14.6×104t上升到21.3×104t，自然遞減率控制在10%以內(nèi)，建成了遼河油田規(guī)模最大的“四優(yōu)”(技術(shù)、管理、效果、效益)精細(xì)注水示范區(qū)。

1 油藏概況

沈84-安12塊位于遼河盆地大民屯凹陷靜安堡構(gòu)造帶中段，油層埋深1 213～2 375 m，為構(gòu)造-巖性油藏。區(qū)塊內(nèi)斷層發(fā)育、構(gòu)造破碎，主要發(fā)育北東向、北西向和近東西向等3組斷裂系統(tǒng)，組合斷層50條，劃分出37個微斷塊。沈84-安12塊含油層主要為沙河街組三段(E2S3)，E2S3儲層為辮狀河三角洲前緣亞相沉積，主要微相類型為辮狀分流河道、道間薄層砂、道間灣泥，河道寬度一般70～200 m，孔隙度18.0%～23.0%，滲透率150×10-3～1 600×10-3μm2。油藏含油井段長，普遍為400～600 m，最長達(dá)1 162 m。油層多且薄，平均油層層數(shù)27層，單層厚度一般為0.4～10.6 m，平均3.4 m。地面條件下，原油凝固點在44 ℃以上，含蠟量為31.34%～45.33%，原油密度0.865 3～0.887 4 g/cm3，50 ℃原油黏度5.8～19.5 mPa·s，膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量一般為16.1%～19.3%。油藏原始地層壓力為19.5 MPa。

1986年7月沈84-安12塊投入開發(fā)，同年10月進(jìn)行反九點面積注水開發(fā)，針對該油藏各開發(fā)時期所暴露出的矛盾，油田先后進(jìn)行了5次加密調(diào)整和多級分注合采綜合調(diào)整，均取得了一定的效果。水驅(qū)控制程度、動用程度逐步提升，主力微斷塊均達(dá)到水驅(qū)Ⅰ類開發(fā)水平。2000年以來，該區(qū)塊采用一套層系長井段分注合采，油藏長期處于高含水低速開發(fā)。截至2017年12月底，該區(qū)塊共有油井388口，平均單井日產(chǎn)油量1.4 t，綜合含水率95.6%；注水井173口，平均單井日注水量77.0 m3。

2 特高含水期水驅(qū)開發(fā)面臨的新挑戰(zhàn)

2.1 水驅(qū)四大矛盾加劇

平面、層間、層內(nèi)、流體“四大矛盾”是高凝油油藏注水開發(fā)一直面臨的問題。長期注水開發(fā)會使儲層孔隙結(jié)構(gòu)、黏土礦物成分和流體性質(zhì)等發(fā)生變化。對比低、中、高、特高含水等階段的5口密閉取心井，觀察其水洗狀況和原油物性特征。研究發(fā)現(xiàn)，河道砂體整體強水洗，儲層中孔隙度、滲透率變化較大，滲透率均高于300×10-3μm2。河道間薄層砂以弱水洗為主，孔隙度、滲透率變化不大，隨著含水量的增加，原油平均析蠟點由59.05 ℃升高至65.65 ℃，與地層溫度接近，注水開發(fā)的冷傷害所造成的析蠟加劇了孔道堵塞的風(fēng)險[4]。儲層中孔隙度、滲透率等物性的變化加大了平面、層間、層內(nèi)矛盾，原油平均析蠟點的升高加大了流體矛盾。在儲層物性差異和原油物性變化的共同作用下，特高含水期“四大矛盾”加劇，精細(xì)注水調(diào)整面臨新挑戰(zhàn)。

2.2 平面、縱向動用程度差異變大

2.3 剩余油高度分散

根據(jù)2018年以來實施的150口新井鉆遇狀況分析可知，大部分儲層存在不同程度的水淹，強水淹層厚度達(dá)55.5%，中水淹層厚度達(dá)27.9%，未水淹層厚度僅占1.3%。剩余油僅在注采井網(wǎng)不完善的邊部、斷層附近、注采不連通的小砂體等局部富集。通過對主體部位67-59井區(qū)2口密閉取心井的微觀薄片鑒定發(fā)現(xiàn)，剩余油主要以粒間分散斑狀、孔道壁環(huán)斑狀為主，分布零散，精細(xì)注水挖潛面臨新挑戰(zhàn)。

2.4 低效、無效水循環(huán)嚴(yán)重

特高含水期液油比急劇上升，低效、無效水循環(huán)嚴(yán)重。吸水剖面顯示，特高含水期吸水厚度比例由高含水期的68.3%下降到46.1%，高于平均吸水強度1.5倍的強吸水層厚度為26.0%，其吸水量卻高達(dá)69.6%。平面上的注水沿主河道突進(jìn)，通過巖性分析、測井響應(yīng)、生產(chǎn)動態(tài)分析等方法識別到低效、無效水循環(huán)厚度占比10.0%～20.0%，吸水量占比30.0%～50.0%。低效、無效水循環(huán)大幅度降低注水效率，注水開發(fā)成本增加，效益開發(fā)面臨新挑戰(zhàn)。

3 特高含水期精細(xì)注水對策

注水油藏開發(fā)效果受地質(zhì)條件和開發(fā)技術(shù)的雙重影響，提高驅(qū)油效率和擴大注水波及體積系數(shù)是提高采收率的有效手段[5]。針對沈84-安12塊特高含水期水驅(qū)開發(fā)面臨的新挑戰(zhàn)，運用室內(nèi)巖心實驗、油藏工程分析和數(shù)值模擬等方法相結(jié)合的方式，攻關(guān)形成了以“五個精細(xì)”為核心的特高含水期精細(xì)注水對策。

3.1 精細(xì)油藏描述技術(shù)

精細(xì)油藏描述是老油田實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展的有效手段[6]。在特高含水開發(fā)階段，重點攻關(guān)儲層連通質(zhì)量描述、剩余油定量表征等，確定注水調(diào)整潛力目標(biāo)。

3.1.1 井震結(jié)合儲層連通質(zhì)量分類

針對儲層非均質(zhì)性強、動用程度差異大的問題，采用井震相結(jié)合的方法，通過構(gòu)造控制、波形約束、反演劃界、分類評價等方法，開展儲層連通質(zhì)量描述。一是利用高精度三維地震及高覆蓋VSP資料(50個VSP方向)，結(jié)合油水關(guān)系及動態(tài)認(rèn)識，建立階梯狀斷層、Y型斷層、負(fù)花狀構(gòu)造、地壘與地塹等4種斷層空間組合模式，識別斷點780個，組合斷層50條，明確構(gòu)造控制下的儲層連通宏觀格局。二是通過井震協(xié)同反演劃分不同沉積微相界線，確定河道與河道、河道與薄層砂、薄層砂與薄層砂、薄層砂與泥等4種井間砂體連通關(guān)系。三是綜合沉積微相、儲層巖性、物性、電性、孔隙結(jié)構(gòu)、驅(qū)油效率、生產(chǎn)能力等影響因素，評價單井單層儲層質(zhì)量。四是以井間砂體連通狀況和單井單層儲層質(zhì)量為基礎(chǔ)，將儲層連通質(zhì)量分為4類(見表1)。其中，Ⅰ類連通質(zhì)量儲層厚度占比54.6%，以強水淹為主；Ⅱ類連通質(zhì)量儲層厚度占比19.8%，以強水淹、中水淹為主；Ⅲ 類連通質(zhì)量儲層厚度占比13.7%，以中水淹、弱水淹為主；而 Ⅳ 類連通質(zhì)量儲層較少，其厚度占比11.9%。Ⅱ、Ⅲ 類連通質(zhì)量儲層是水驅(qū)挖潛的主要對象。

表1 沈84-安12塊儲層連通質(zhì)量分類

3.1.2 多信息剩余油定量描述

針對特高含水期剩余油高度分散、識別難度大、定量表征精度低等問題，開展了多信息剩余油定量表征技術(shù)研究。一是刻畫不同類別儲層剩余油飽和度的變化規(guī)律。結(jié)合單砂層吸水狀況，對比分析同一區(qū)域、相同層位、不同水驅(qū)階段密閉取心井的含油飽和度變化趨勢，可得到如下結(jié)果：Ⅰ類儲層注入孔隙體積倍數(shù)均大于1.25，含油飽和度降幅平均為12.2%；Ⅱ 類儲層注入孔隙體積倍數(shù)為0.93～1.21，含油飽和度降幅平均為6.7%；Ⅲ 類儲層注入孔隙體積倍數(shù)均小于0.71，含油飽和度降幅僅為0.50%。二是描述不同類別儲層剩余油分布狀態(tài)。通過密閉取心井熒光薄片鏡下觀察得到：Ⅰ類儲層頂部剩余油較富集，巖心熒光薄片顯示剩余油分布主要呈粒間分散斑狀，水淹嚴(yán)重，繼續(xù)水驅(qū)難以達(dá)到有效動用；Ⅱ 類儲層夾層上下水淹程度低，巖心熒光薄片顯示剩余油分布主要以粒間斑塊及孔道壁環(huán)斑狀共存為主；Ⅲ 類儲層層間動用不均，巖心熒光薄片顯示剩余油分布主要呈粒間斑塊狀。三是量化不同儲層剩余油富集程度。采用分區(qū)分層相控動態(tài)建模，監(jiān)測資料和單井儲層分類約束，同時增加CPR算法，提高模型計算精度及效率，實現(xiàn)不同連通質(zhì)量儲層剩余油定量描述。如主體部位67-59井區(qū)Ⅰ類連通質(zhì)量儲層剩余油以層內(nèi)動用不均型為主，剩余儲量20.8×104t；Ⅱ類連通質(zhì)量儲層剩余油以平面非均質(zhì)型為主，剩余儲量54.4×104t；Ⅲ類連通質(zhì)量儲層剩余油以層間動用不均型為主，剩余儲量68.5×104t；Ⅳ類不連通儲層剩余油以注采不完善型和斷層控制型為主，剩余儲量分別為19.6×104t和15.1×104t。通過多信息的剩余油定量描述，可以更加全面地評價各井區(qū)、各小層、各類連通質(zhì)量儲層的動用狀況和剩余油潛力，更好地指導(dǎo)水驅(qū)精細(xì)挖潛。

3.2 精細(xì)開發(fā)層系調(diào)整技術(shù)

沈84-安12塊儲量豐度高達(dá)502×104t/km2，開發(fā)層間動用的差異性決定了細(xì)分開發(fā)層系調(diào)整的必要性。特高含水開發(fā)階段細(xì)分開發(fā)層系，要考慮儲層的地質(zhì)條件、目前的開發(fā)特征和水淹狀況等因素[7-8]。根據(jù)傳統(tǒng)層系劃分考慮的主要因素，結(jié)合該油藏開發(fā)實踐的具體情況，運用灰色關(guān)聯(lián)方法優(yōu)選出層間滲透率級差、壓力系數(shù)差值、儲層連通質(zhì)量、含蠟量極差等8項參數(shù)，作為層系細(xì)分的關(guān)鍵因素。利用正交實驗法設(shè)計64套數(shù)值模擬方案，研究各單因素對層系細(xì)分的敏感程度，敏感性由強到弱次序為：層間滲透率級差、油層疊合厚度、壓力系數(shù)差值、綜合含水極差、層間隔層厚度、一套層系跨度、組合層數(shù)、含蠟量極差。根據(jù)層系重組影響因素敏感性強弱，建立多層砂巖非均質(zhì)模型，設(shè)計不同層系重組方案并進(jìn)行數(shù)值模擬研究，確定細(xì)分開發(fā)層系技術(shù)界限(見表2)。

表2 細(xì)分開發(fā)層系技術(shù)界限

3.3 精細(xì)多級細(xì)分注水技術(shù)

針對層間吸水差異大、無效水循環(huán)嚴(yán)重等問題，考慮超長井段、冷傷害、吸水能力強等實際情況，采用礦場數(shù)理統(tǒng)計法，分別繪制注水層段內(nèi)的小層數(shù)、砂巖厚度、滲透率變異系數(shù)、注水強度差異系數(shù)、注水強度、隔層厚度、含蠟量極差等參數(shù)與砂巖吸水厚度比例關(guān)系散點圖(見圖1)。劃分細(xì)分注水界限時，以砂巖吸水厚度比例達(dá)到80%為目標(biāo)，分別量化各項敏感參數(shù)的界限，制定細(xì)分注水標(biāo)準(zhǔn)。結(jié)合當(dāng)前分注、測試工藝水平，確定沈84-安12塊分注級別4—5層開發(fā)效果最好，分井區(qū)制定細(xì)分注水標(biāo)準(zhǔn)(見表3)，實施“區(qū)別對待、按需分配”的細(xì)分重組。

表3 細(xì)分注水界限標(biāo)準(zhǔn)

按照細(xì)分注水界限進(jìn)行層段重組，抑制強吸水層，釋放弱吸水層。沈84-安12塊2020年實施細(xì)分重組井62口，注水井分注率由87.5%提高至89.5%，水驅(qū)儲量動用程度由75.5%提高至76.4%，日產(chǎn)油量增加25.4 t，當(dāng)年累計增油量3 351.0 t。

3.4 精細(xì)水淹層挖潛技術(shù)

針對特高含水期水淹程度高、水驅(qū)挖潛選層難度大的問題，建立“定性判水淹—定量識潛力—聚類定射孔”的水淹層挖潛方法。

一是定性判別水淹層。根據(jù)取心井分層試油結(jié)果，歸類分析巖心顏色、含油飽和度、水洗效率等與試油產(chǎn)能的關(guān)系，建立水淹層分級解釋模型。油層巖心呈深棕褐色，宏觀氯仿滴照熒光下為亮黃色、13—14級，巖心滴水試驗不滲，水滴呈球狀，油層巖心含油飽和度62.0%以上，油層初期日產(chǎn)油量大于8.0 t，含水率小于10.0%。弱水淹層巖心呈灰褐色，熒光下為黃—亮黃色、12—13級，巖心滴水試驗緩滲，水滴呈半球—球狀，含油飽和度52.0%～62.0%，水洗效率低于15.0%，弱水淹層初期日產(chǎn)油量大于8.0 t，含水率小于40.0%。中水淹層巖心呈褐灰色，水濕感弱，熒光下為暗黃—灰黃色、10—11級，巖心滴水試驗緩滲，水滴呈半球狀，含油飽和度42.0%～52.0%，水洗效率15.0%～30.0%，中水淹層初期日產(chǎn)油量4.0～8.0 t，含水率40.0%～80.0%。強水淹層巖心呈灰色，水濕感強，熒光下為暗黃—暗灰色、9—10級，巖心滴水即滲，水滴呈玻璃狀，含油飽和度低于42.0%，水洗效率大于30.0%，強水淹層初期日產(chǎn)油量小于4.0 t，含水率高于80.0%。

二是定量識別潛力層?；谌⌒木蛯臃旨壟袆e結(jié)果，應(yīng)用數(shù)理統(tǒng)計的方法，建立各級水淹層巖心分析數(shù)據(jù)與測井資料之間的響應(yīng)關(guān)系，以初期日產(chǎn)油量4.0 t邊界效益產(chǎn)量為限，建立新井水驅(qū)潛力層識別標(biāo)準(zhǔn)。潛力層電性標(biāo)準(zhǔn)為：電阻率大于40 Ω·m，聲波時差280 μs/m左右。電阻率曲線形態(tài)表現(xiàn)為：中薄層電阻率曲線呈指型、箱型；厚層呈箱型、椅背型。氣測標(biāo)準(zhǔn)為：氣測峰基比大于6，全烴與C1存在幅度差，氣測組分齊全。

三是分級聚類優(yōu)化射孔。為了確保挖潛效果，減少生產(chǎn)井段層間干擾，綜合考慮儲層連通質(zhì)量、剩余油富集程度、層間差異、組合厚度等因素，建立分級聚類組合射孔界限。分級聚類組合射孔界限如下：組合射孔段滲透率極差小于5.0，地層壓力系數(shù)差值低于0.2，射孔段疊加油層有效厚度10.0 m左右。首次射孔選擇剩余油相對富集的Ⅲ類和Ⅱ類連通質(zhì)量儲層，二次補孔選擇Ⅱ類和Ⅰ類連通質(zhì)量儲層，自下而上選層聚類射孔，射孔層段同步對應(yīng)注水補充能量。

對2018年以來的184口新井進(jìn)行水驅(qū)挖潛，平均單井初期日產(chǎn)油量4.7 t，綜合含水81.0%，階段累產(chǎn)油量20.3×104t。

3.5 精細(xì)注采動態(tài)調(diào)控技術(shù)

注采動態(tài)調(diào)控是注水開發(fā)油藏提高水驅(qū)波及體積、實現(xiàn)控水穩(wěn)油的常態(tài)化措施手段。通過平面和層間注采井聯(lián)動調(diào)控，使區(qū)塊、井組、單井、單層各級注水量和產(chǎn)液量都匹配成“黃金比例”[9]。

平面以井組為單元進(jìn)行動態(tài)調(diào)控。根據(jù)井組日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量、綜合含水、動液面的變化規(guī)律，歸納出沈84-安12塊共有4種注采響應(yīng)模式，即液量含水穩(wěn)定型、液量液面緩慢遞減型、含水液面短期快速上升型、含水上升液面穩(wěn)定型。這4種注采響應(yīng)模式分別反映了井組注采平衡、欠注、超注、注采不均等注采狀況。欠注型井組以“保液面提液量”為調(diào)控原則，提高注采比、強化注水；超注型井組以“控含水穩(wěn)液面”為調(diào)控原則，降低注采比、控制注水；不均型井組以“控含水增欠注”為調(diào)控原則，保持注采比、調(diào)整注水。

縱向以單層為單元進(jìn)行動態(tài)調(diào)控。結(jié)合單層的注入倍數(shù)、壓力水平及剩余油潛力，確定層段性質(zhì)和注水強度，實施富油層增注提液、低效層控注控液等注采井聯(lián)動調(diào)控。注水井實施多級細(xì)分、調(diào)剖調(diào)驅(qū)，限制強吸水層注水量，加強弱吸水層和未吸水層注水量。采油井實施多層找堵水、擠灰重射、化學(xué)堵水等措施，封堵高含水層產(chǎn)水量，對剩余油集中的富油層實施加密射孔、調(diào)參、解堵等提液措施，調(diào)整產(chǎn)出剖面。

基于生產(chǎn)數(shù)據(jù)庫自主研發(fā)了注采調(diào)控自動預(yù)警平臺，大幅度提高了調(diào)控的工作效率。實現(xiàn)了對產(chǎn)液量、含水、動液面、注水量、壓力等8項參數(shù)的實時監(jiān)測，并做到快速識別、自動預(yù)警、及時調(diào)控。2018年以來，年均實施動態(tài)調(diào)控工作量400余井次，年均增油量3.36×104t，年無效循環(huán)水量減少40×104m3。

4 應(yīng)用效果

通過開展精細(xì)有效注水，沈84-安12塊的開發(fā)指標(biāo)和管理指標(biāo)明顯改善。對比2017年與2020年數(shù)據(jù)可知，水井開井率由88.4%提高到91.5%，分注率從87.5%提高到89.5%，呈現(xiàn)“一升二降一穩(wěn)” 的生產(chǎn)態(tài)勢，即產(chǎn)油量上升、產(chǎn)液量下降、綜合含水下降、注水量穩(wěn)定。年產(chǎn)油量從14.6×104t上升到21.3×104t，綜合含水率從95.6%下降到93.9%。始終保持復(fù)雜斷塊Ⅰ類油藏開發(fā)水平，自然遞減率由13.3%下降到9.5%，地層壓力穩(wěn)中有升，從12.6 MPa提高至12.7 MPa，預(yù)計采收率提高3.4%。

5 結(jié) 語

水驅(qū)開發(fā)過程是對油藏逐步深化認(rèn)識和不斷調(diào)整的過程，針對特高含水期面臨的開發(fā)挑戰(zhàn)，發(fā)展精細(xì)注水調(diào)整技術(shù)是實現(xiàn)穩(wěn)油控水的核心舉措。

特高含水期深化油藏描述研究尺度和精度是制定精細(xì)水驅(qū)挖潛對策的基礎(chǔ)。特高含水期儲層連通質(zhì)量分類和剩余油定量描述為下步制定宏觀挖潛方向提供了依據(jù)。

針對超長含油井段一套層系開發(fā)層間矛盾突出的問題，建立開發(fā)層系細(xì)分重組技術(shù)界限，結(jié)合儲層連通質(zhì)量和剩余油潛力實施細(xì)分層系調(diào)整，有效提高了儲量動用率。

針對特高含水期剩余油分布零散、水驅(qū)挖潛選層難的問題，建立“定性判水淹—定量識潛力—聚類定射孔”的水淹層挖潛方法，提高了措施效果與經(jīng)濟(jì)效益。

針對特高含水期水驅(qū)“四大矛盾”突出、無效水循環(huán)嚴(yán)重的問題，采取注水井細(xì)分重組、注采井協(xié)同動態(tài)調(diào)控等措施，封堵無效水循環(huán)通道，擴大注水波及體積，是特高含水階段控水穩(wěn)油的有效手段。