李韜 石喬木 董曉玲

（1.長江大學(xué) 湖北武漢 430100；2.中國石油吉林油田公司 吉林松原 138000）

特高含水期精細(xì)水驅(qū)技術(shù)研究與實踐

李韜1石喬木1董曉玲2

（1.長江大學(xué) 湖北武漢 430100；2.中國石油吉林油田公司 吉林松原 138000）

扶余油田西5-8區(qū)塊為裂縫性中高滲透砂巖構(gòu)造油藏，開發(fā)歷程近50年，經(jīng)歷了溶解氣驅(qū)、注水、三次規(guī)模化加密調(diào)整5個開發(fā)階段，至2012年區(qū)塊水驅(qū)開發(fā)效果變差，注采矛盾突出、無效水循環(huán)嚴(yán)重。通過單砂體刻畫、水驅(qū)規(guī)律、剩余油、井網(wǎng)適應(yīng)性及注采結(jié)構(gòu)評價等方面進(jìn)行精細(xì)水驅(qū)論證，創(chuàng)新實施雙井點細(xì)分注水井網(wǎng)模式，細(xì)分注采層段優(yōu)化，有效實現(xiàn)了高滲儲層控水，中低滲儲層擴大波及體積注采結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整的目標(biāo)，區(qū)塊日產(chǎn)油量由19.9t上升至31t，含水下降，大幅度提高了采收率。

特高含水;單砂體;雙井點;注采層段;精細(xì)水驅(qū)

前言

西5-8區(qū)塊為裂縫性中高滲透砂巖構(gòu)造油藏，油藏埋深300 m～500 m，平均孔隙度25.8%，滲透率186×10-3μm2。自1965年投產(chǎn)以來，經(jīng)歷五個開發(fā)階段：一是以200 m井距、正三角形基礎(chǔ)井網(wǎng)溶解氣驅(qū)方式投入開發(fā)，初期產(chǎn)量高，隨后產(chǎn)量開始下降，地層壓力迅速下降，產(chǎn)量遞減快；二是部署東西向水井轉(zhuǎn)入注水開發(fā)，產(chǎn)液量、注水量快速增長，地層壓力回升，隨著注水開發(fā)大批油水井套變，注水沿東西向裂縫推進(jìn)，造成油井暴性水淹，含水上升快，區(qū)塊大幅度降產(chǎn)；三是開展油井排加密，開采目的層由主力油層向中低滲透層轉(zhuǎn)變，含水上升較快，措施增產(chǎn)量明顯下降，導(dǎo)致油田產(chǎn)量下降；四是加密調(diào)整再穩(wěn)產(chǎn)階段，形成兩夾多井網(wǎng)，井況、井網(wǎng)、注水、地面系統(tǒng)等問題日益突出，導(dǎo)致含水上升加快，產(chǎn)量遞減加大；五是形成規(guī)模線性密井網(wǎng)二次開發(fā)階段，初期取得顯著的效果，區(qū)塊產(chǎn)量上升，綜合含水下降。至2012年產(chǎn)量開始迅速下降。區(qū)塊共有油水井56口，油井40口，水井16口。平均單井日產(chǎn)液10.5 t/d，平均單井日產(chǎn)油0.4 t/d，綜合含水96.2%。區(qū)塊處于特高含水開發(fā)階段，綜合含水高達(dá)96.2%，水驅(qū)效果較差，年采油速度0.3%，采出程度達(dá)到32.4%，自然遞減高達(dá)21%；含水上升快，近年綜合含水上升率0.8～4.3%，預(yù)測采收率34.5%，剩余可采儲量少。優(yōu)化注采井網(wǎng)，加強注采結(jié)構(gòu)調(diào)整、改善層內(nèi)注采狀況，搞好注水調(diào)配、加強平面調(diào)整已成為特高含水期挖潛的重要途徑。

1 精細(xì)水驅(qū)可行性研究

1.1 單砂體刻畫研究

西5-8區(qū)塊扶余油層發(fā)育穩(wěn)定，揚大城子油層局部發(fā)育，扶楊油層平均鉆遇有效厚度19.0 m。按沉積旋回扶余油層劃分為4個砂組13個小層，縱向平均鉆遇24個單砂體。主力層分流河道砂分布廣泛，平均寬度280 m，且發(fā)育河道數(shù)目較多，不同成因砂體基本連片。

復(fù)合河道內(nèi)不同期次單砂體交錯疊置，存在不滲透或低滲遮擋層，而疊置模式?jīng)Q定了有效夾層的發(fā)育和縱向上的連通關(guān)系。一二砂組縱向上單砂體以切疊疊加發(fā)育為主，夾層發(fā)育規(guī)模小；三四砂組砂體縱向疊置方式復(fù)雜，夾層較發(fā)育，垂向上砂體厚度較薄介于2～8 m之間，疊置模式以對接式、切疊式為主。在單砂層內(nèi)部，滲透率變異系數(shù)一般為0.4～0.6；突進(jìn)系數(shù)一般為1.5～2.5，級差特征均值為15左右，屬于中等非均質(zhì)性。分層注水是開發(fā)非均質(zhì)多層砂巖油藏的主體技術(shù)，高含水期層間矛盾突出，為了對薄、差層進(jìn)行深度挖潛，細(xì)分層注水成為必然。

1.2 隔夾層刻畫研究

三角洲沉積背景下隔夾層在前積和垂向加積模式下形成，檢查井取芯觀察，層內(nèi)夾層以泥質(zhì)夾層為主，呈條帶狀、集中發(fā)育。隔層以鈣質(zhì)和泥質(zhì)為主。平面上夾層呈水平分布，且橫向展布范圍廣，隔夾層發(fā)育穩(wěn)定，但夾層相對較薄，隔層平均厚度為2.85 m，鉆遇率62.2%，夾層平均厚度0.8 m，鉆遇率81%；隔夾層發(fā)育頻率較高，疊置關(guān)系復(fù)雜。近年來發(fā)展了細(xì)分注水技術(shù)，封隔器在分段隔層厚度1 m的條件下就能實現(xiàn)細(xì)分層注水和壓力測試。

1.3 水驅(qū)規(guī)律及剩余油分布認(rèn)識

區(qū)塊開發(fā)初期主要受東西向裂縫影響，東西向油井受效明顯，易發(fā)生水淹水竄現(xiàn)象。進(jìn)入高含水開發(fā)后期，密井網(wǎng)條件下長期注水沖刷，油藏儲層孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生了較大的變化，儲層非均質(zhì)狀況不斷惡化，平面和縱向優(yōu)勢通道發(fā)育明顯，導(dǎo)致層間、層內(nèi)矛盾突出，無效水循環(huán)嚴(yán)重。平面上矛盾突出，注水易突進(jìn)，注采受效不均衡，示蹤劑顯示密井網(wǎng)條件下順主河道及近井地帶繞流嚴(yán)重，整體上受效方向并不規(guī)律，順物源方向略有優(yōu)勢，改變水驅(qū)方向潛力大。

對不同時期取芯井含油飽和度、水淹水洗變化規(guī)律研究得出區(qū)塊正韻律儲層底部高滲層驅(qū)替較強，厚層頂部及隔夾層上部的中低滲儲層動用較差。檢查井取芯巖芯觀察及分析結(jié)果顯示各層雖底部水洗較重，但頂部剩余油較好。

不同儲層受物性及隔夾層影響，水洗差異大，油層底部高滲層水洗較重，飽和度優(yōu)勢不再明顯，不同物性儲層剩余油飽和度趨于平均，但剩余油仍富集于滲透率80×10-3 μm 2以上的中高滲儲層。長期注水沖刷后，孔隙中形成連續(xù)水相，一些附著于孔道壁的原油不易被水驅(qū)走，形成油斑或油膜以孔表吸附為主，水驅(qū)難度大。而占比例40%以上的中滲儲層主要以簇狀、孤島狀、粒間以及孔表吸附賦存為主，正韻律儲層的厚層頂部及受隔夾層保護動用較差部位是精細(xì)水驅(qū)主要挖潛對象。

1.4 單砂體井網(wǎng)適應(yīng)性評價

線性井網(wǎng)基本適應(yīng)總體水驅(qū)規(guī)律。但單砂體鉆遇層位較多、疊置關(guān)系復(fù)雜，局部基于單砂體注采關(guān)系仍有進(jìn)一步完善空間，從西5-8區(qū)塊單砂體平面分布圖上看，復(fù)合河道細(xì)化后的單砂體變化快，局部注采不完善，區(qū)塊單井受效分析得出受效2個方向及以上的采油井按小層統(tǒng)計井?dāng)?shù)占總井?dāng)?shù)的80%，按單砂體統(tǒng)計井?dāng)?shù)占總井?dāng)?shù)僅為53%。以單砂體為單元完善注采系統(tǒng)、加強分層注水是高含水后期的主要穩(wěn)油控水技術(shù)。

1.5 注采結(jié)構(gòu)適應(yīng)性評價

扶余油層多期河道的頻繁遷移和切疊作用，是導(dǎo)致吸水差異的主要原因?？v向儲層物性、跨度等原因，導(dǎo)致層系、層間存在較大產(chǎn)液差異。平面上產(chǎn)液不均衡，暴露局部井網(wǎng)不適應(yīng)和注水政策不合理。統(tǒng)計區(qū)塊水井平均分注段數(shù)達(dá)4.2個，分注4段以上的占比64%?？v向平均鉆遇24個單砂體，不同期次單砂體交錯疊置，按原井網(wǎng)4-5段分注統(tǒng)計，注水層段內(nèi)單砂體個數(shù)達(dá)5個以上。油水井分層測試資料顯示（圖1），層內(nèi)和層間產(chǎn)吸剖面差異大，層內(nèi)層間動用儲量差異大，可見區(qū)塊通過注采系統(tǒng)調(diào)整改善開發(fā)效果提高水驅(qū)采收率的潛力大。

圖1 吸水產(chǎn)液剖面狀況圖

1.6 注水層段組合及注采參數(shù)優(yōu)化

利用數(shù)值模擬技術(shù)對注水層段組合及注采參數(shù)進(jìn)行了研究，使層段劃分、組合由定性到定量轉(zhuǎn)變，在最優(yōu)采液速度為8%，最佳注采比為1.0的條件下扶余油層I+I I砂組和I I I+I V砂組分注最優(yōu)。提高吸水厚度是層段組合的重要指標(biāo)，數(shù)值模擬研究得出要使注水層段內(nèi)吸水厚度比大于80%時，要求層段單卡層數(shù)小于3個，有效砂體動用厚度小于4 m，動用砂體極差小于2。因此嚴(yán)格控制新老井動用厚度及層段數(shù)，保證注采對應(yīng)性，實現(xiàn)精細(xì)水驅(qū)，達(dá)到提高采收率的目的。

2 方案設(shè)計及實施效果

2.1 試驗區(qū)井網(wǎng)優(yōu)化部署

綜合前述研究成果，開展西5-8區(qū)塊進(jìn)行精細(xì)注水試驗，總體上按照“水井分注、油井合采、細(xì)分注水”的思路進(jìn)行部署。為完善平面單砂體注采井網(wǎng)、縱向兩套水井實現(xiàn)細(xì)分注水，在原線性井網(wǎng)基礎(chǔ)上，在原油井排補充井點，在水井排兩水井間加密水井形成五點法面積注采井網(wǎng)，且水井部署成雙水井點，最終形成100 m×87 m的五點法注采井網(wǎng)方式（圖2）。共部署調(diào)整井39口，其中油井7口，水井32口。雙水井點數(shù)達(dá)23個。

圖2 西5-8試驗區(qū)井網(wǎng)轉(zhuǎn)變圖

2.2 分層注采方案設(shè)計

注水層段劃分原則是：按砂巖組劃分，層段內(nèi)油層物性接近，且不超過3個小層；層段間有良好的隔夾層，滿足封隔器要求，注水井層段數(shù)不超過3個，即兩級封隔器。

依據(jù)水井鉆遇儲層情況確定新老水井組合方式，當(dāng)新水井鉆遇楊大城子油層時則注下部，老水井注上部；反之新井注上部，老井注下部，每套控制在4段以內(nèi)（圖3）。

段內(nèi)選取夾層發(fā)育較好部位下封隔器細(xì)分；層系劃分以Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ/Ⅳ、Ⅴ劃分為主，部分井Ⅰ、Ⅱ/Ⅲ、Ⅳ劃分；水井射孔原則以動用油層頂部、中低滲油層為主，依據(jù)夾層和結(jié)構(gòu)面對高含水層進(jìn)行避射；老井細(xì)分后，控制強水洗層注入；油井動用原則是新井剩余油富集層全層壓裂為主，底部水洗很重，頂部剩余油富集層以復(fù)合射孔為主。

2.3 實施效果

實施后區(qū)塊新增注水井點9個，油水井?dāng)?shù)比由2.37降至1，縱向注水段數(shù)由103段細(xì)分為154段，實現(xiàn)了兩套水井分注，建立和加強新水井與老油井之間的注采關(guān)系，弱化老油水井之間的注采關(guān)系，避免優(yōu)勢通道干擾，水驅(qū)控制程度由89.2%上升為93.4%。堅持點弱面強宏觀注水政策，實施平穩(wěn)、低強度注水?？刂聘吆课粺o效注入、實現(xiàn)注水量向薄差層和動用較差部位轉(zhuǎn)移。通過細(xì)分注水調(diào)控，產(chǎn)吸結(jié)構(gòu)得到調(diào)整、延緩了水淹水竄發(fā)生。剖面分析顯示[8]縱向吸水比例由66%增到74%，下部強吸水比例減少12%。

區(qū)塊試驗取得了顯著的開發(fā)效果，區(qū)塊2014年4月恢復(fù)注水后產(chǎn)液量穩(wěn)步上升，目前產(chǎn)液量已恢復(fù)到調(diào)整前，并一直保持平穩(wěn)；日產(chǎn)油量由調(diào)前19.9 t/d上升為目前的31 t/d，徹底扭轉(zhuǎn)了區(qū)塊年遞減21.8%的產(chǎn)量下滑局勢，并且區(qū)塊原老井受效明顯，日產(chǎn)油量由19.5 t/d上升為28.4 t/d，預(yù)計采油速度由0.3%提升為0.5%，含水由96.2%下降為目前的93.3%，取得良好的增油控水效果。預(yù)測采收率提高了6.9%，最終采收率41.4%。

3 結(jié)論

（1）油藏單砂體、剩余油的精細(xì)刻畫，是實現(xiàn)中高滲注水開發(fā)油藏在特高含水期實現(xiàn)精細(xì)水驅(qū)的基礎(chǔ)。

（2）部署雙水井進(jìn)行井網(wǎng)重組的模式是對傳統(tǒng)做法的突破，是實現(xiàn)該類油藏精細(xì)水驅(qū)的保障。

（3）精細(xì)注采結(jié)構(gòu)調(diào)整實現(xiàn)了注采層段、井網(wǎng)的重新匹配，解決了平面、縱向注水矛盾，有效改善了開發(fā)效果。

（4）精細(xì)水驅(qū)是注水開發(fā)油田特高含水期穩(wěn)產(chǎn)及提高采收率的關(guān)鍵技術(shù)。

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