低滲透油田密井網(wǎng)條件下注水調(diào)整與控制研究

關(guān)云東，于學(xué)文

（中石油吉林油田分公司扶余采油廠，吉林 松原138000）

扶余油田自2003年井網(wǎng)調(diào)整改造以來(lái)，形成了線性密井網(wǎng)，密井網(wǎng)的出現(xiàn)給穩(wěn)油控水增加了難度。以注水政策為依據(jù)，以分析評(píng)價(jià)為基礎(chǔ)，結(jié)合配套的注水技術(shù)對(duì)策，增強(qiáng)注水方案調(diào)整的及時(shí)性、敏感性、預(yù)見(jiàn)性尤為重要。同時(shí)采取配套注水技術(shù)對(duì)策措施，強(qiáng)化以水井為中心的平面注采關(guān)系的研究認(rèn)識(shí)與改善對(duì)策，以能量保持滿足油層潛力最大發(fā)揮為衡量標(biāo)準(zhǔn)，確保注水效果的發(fā)揮。

1 扶余油田油藏特征

扶余油田位于松遼盆地南部中央凹陷區(qū)東緣，華字井階地扶余三號(hào)構(gòu)造上，是一個(gè)被斷層復(fù)雜化的多高點(diǎn)穹隆背斜，屬于在穹隆背景控制下受一定巖性因素影響的中低滲透構(gòu)造、層狀油藏。開(kāi)采目的層為扶余油層和楊大城子油層，油層埋藏深度320～500 m，油層有效厚度為10.3 m，平均孔隙度25%，空氣滲透率180×10－3μm2，原油粘度為32～40 mPa·s，原油密度0.865～0.89t／m3，地面粘度為32 mPa·s，原始地層壓力4.4 MPa。物源來(lái)自西南方向的通榆～保康沉積體系。從區(qū)域沉積背景看，楊大城子組為典型的曲流河油藏，扶余油層段沉積主要處于大型淺水三角洲沉積體系，在總體水進(jìn)背景下，儲(chǔ)層為分支河道沉積，砂體連續(xù)性較好［1］，呈連片狀分布，縱向砂體疊置明顯，油層以正韻律沉積為主，約占90%。

扶余油田開(kāi)發(fā)50多年，經(jīng)歷了溶解氣驅(qū)上產(chǎn)階段，注水初期降產(chǎn)階段，一、二次調(diào)整階段及綜合調(diào)整上產(chǎn)階段。井網(wǎng)經(jīng)歷了150、200 m正三角型線性注采井網(wǎng)、兩夾二、兩夾三、兩夾四、兩夾五行列井網(wǎng)及目前的油水井排距88 m、井距100～150 m的密井網(wǎng)開(kāi)發(fā)階段 （見(jiàn)圖1）。

圖1 扶余油田產(chǎn)油量、綜合含水變化曲線圖

2 密井網(wǎng)條件下注采反應(yīng)特點(diǎn)

圖2 西＋2－10.4井注采反應(yīng)曲線圖

1）注采反應(yīng)的敏感性 扶余油田西區(qū)目前注采井網(wǎng)為線形井網(wǎng)，油水井排距88 m。因?yàn)閮?chǔ)層滲透率較高，非均質(zhì)性強(qiáng)，油層連通性好，井距近，注采反應(yīng)敏感，所以見(jiàn)效快。統(tǒng)計(jì)5－8區(qū)塊內(nèi)88口油井，有83口井存在著較明顯的注采反應(yīng)。如注水井X＋1－10.2與油井X＋2－10.4，注水10d左右產(chǎn)液量開(kāi)始上升，停注15d左右產(chǎn)液量開(kāi)始下降，體現(xiàn)注水期間產(chǎn)液量上升，停注期間產(chǎn)液量下降，注采反應(yīng)敏感 （見(jiàn)圖2）。

2）無(wú)效水循環(huán)加重 通常無(wú)效水是指由注水井注入，從采油井采出，在地層中進(jìn)行短路循環(huán)，既不能增加地下存水率，也沒(méi)有起到驅(qū)油作用的水。扶余油田儲(chǔ)層的沉積環(huán)境為水下三角洲前緣亞相和分流平原亞相，規(guī)模較大，微相主體為分流河道沉積，水下分流河道廣泛發(fā)育，主力小層砂體連續(xù)性好，非主力小層砂體連續(xù)性較差，儲(chǔ)層存在東西向裂縫，注入水順著物源和裂縫方向突進(jìn)，加之儲(chǔ)層發(fā)育多為正韻律，底部水洗嚴(yán)重，這些都給無(wú)效水循環(huán)創(chuàng)造了條件。

當(dāng)采出程度達(dá)到10%以上，耗水量以45°斜率快速增長(zhǎng)，油層進(jìn)入明顯出水階段，單層突進(jìn)、指進(jìn)現(xiàn)象明顯增多，導(dǎo)致大量無(wú)效水循環(huán)，系統(tǒng)負(fù)擔(dān)沉重，經(jīng)濟(jì)效益低。從調(diào)整前后 （見(jiàn)圖3）對(duì)比，由于密井網(wǎng)的出現(xiàn)，無(wú)效水循環(huán)加重，水油比比值增大。

3）地層存水率低 由于無(wú)效水循環(huán)嚴(yán)重，地下存水率低，導(dǎo)致地層壓力得不到恢復(fù)。

4）厚油層高滲條帶產(chǎn)出，挖潛空間較大 從產(chǎn)出情況看 （見(jiàn)圖4），隨著厚度的增加，產(chǎn)液強(qiáng)度越來(lái)越低，高滲條帶產(chǎn)出明顯，注入水驅(qū)油效率低下。

圖3 水油比與采出程度關(guān)系曲線圖

圖4 厚度與產(chǎn)液強(qiáng)度關(guān)系曲線圖

3 密井網(wǎng)條件下注水方案的調(diào)整與控制及配套注水技術(shù)對(duì)策

1）及時(shí)調(diào)整注水方案，掌控區(qū)塊開(kāi)發(fā)形勢(shì) 在宏觀注水政策指導(dǎo)下，利用油藏研究成果，科學(xué)制定注水方案［1］。在制定單井注水方案上要做到 “5個(gè)清楚”，實(shí)現(xiàn) “5個(gè)加強(qiáng)”，即油藏構(gòu)造清楚、儲(chǔ)層發(fā)育特征清楚、能量保持狀況清楚、剩余油分布規(guī)律清楚、潛力發(fā)揮程度清楚；適當(dāng)加強(qiáng)低含水層、差油層、低壓層、調(diào)剖后層段及注采關(guān)系不敏感層段的注水。實(shí)現(xiàn)層間注水結(jié)構(gòu)得到進(jìn)一步優(yōu)化，無(wú)效水循環(huán)得到控制，注采井組穩(wěn)升率保持較高水平。如東38－8井組產(chǎn)液量、產(chǎn)油量持續(xù)下降，通過(guò)分析，在5月和8月分別對(duì)井組內(nèi)2口水井進(jìn)行方案調(diào)整，當(dāng)月落實(shí)了方案，井組產(chǎn)液量逐步上升并穩(wěn)定，產(chǎn)油量穩(wěn)中有升，開(kāi)發(fā)效果轉(zhuǎn)好 （見(jiàn)表1）。

2）應(yīng)用周期注水技術(shù)穩(wěn)油控水效果好 周期注水主要是通過(guò)實(shí)施不穩(wěn)定注水，形成不穩(wěn)定壓力場(chǎng)，使流體重新分布，發(fā)生層間滲流，增大波及體積、提高驅(qū)油效率，從而改善開(kāi)發(fā)效果。

扶余油田垂向裂縫發(fā)育，正韻律底部發(fā)育高滲透條帶，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，具備較好的周期注水技術(shù)應(yīng)用條件。2008～2010年共計(jì)開(kāi)展周期注水723井次，主要有排間輪注、層間輪注、全面間注3種方式，周期為注1月停1月，注水強(qiáng)度為1～2.0。實(shí)施周期注水后區(qū)塊總體反映含水下降，遞減減緩或不遞減，通過(guò)實(shí)施周期注水能夠改善區(qū)塊開(kāi)發(fā)效果 （見(jiàn)表2）。

3）細(xì)分注水層段，提高注水針對(duì)性 剖面上吸入和產(chǎn)出差異較大。統(tǒng)計(jì)近2年59口井吸水剖面資料，不吸水層數(shù)占21.7%，不吸水層數(shù)的厚度占總厚度16.9%；統(tǒng)計(jì)2009～2010年193口產(chǎn)液剖面資料，不產(chǎn)液層占統(tǒng)計(jì)層數(shù)的22.3%，厚度占19.8%。為了挖掘這部分層的潛力，有效動(dòng)用資源，采用動(dòng)、靜結(jié)合，重新認(rèn)識(shí)注水層段，優(yōu)化潛力，有針對(duì)性的開(kāi)展了注水井層段細(xì)分，從實(shí)施完的8口井情況看，效果較好 （見(jiàn)表3）。

表1 東38－8井組數(shù)據(jù)表

表2 2008～2010年開(kāi)展周期注水情況

表3 注水井注水層段細(xì)分前后變化

4）采取水井高強(qiáng)度調(diào)剖堵水配套措施綜合治理 調(diào)剖堵水技術(shù)是扶余油田改善水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果、減少無(wú)效水循環(huán)的有效手段。2005年以來(lái)扶余油田開(kāi)展了大劑量深度調(diào)剖，有效的改善了區(qū)塊開(kāi)發(fā)效果。

根據(jù)儲(chǔ)層及密井網(wǎng)特點(diǎn)，調(diào)剖要解決2方面問(wèn)題：一是針對(duì)儲(chǔ)層裂縫發(fā)育的狀況，調(diào)剖既要封堵水竄通道又要保持裂縫滲流能力；二是針對(duì)雙重滲流介質(zhì)中砂巖基質(zhì)滲流能力差的狀況，提高基質(zhì)中原油滲流能力［2］。結(jié)合油藏精細(xì)研究成果，對(duì)比分析扶余油層吸水能力，確定了以下3種調(diào)剖實(shí)施方式，一是對(duì)水井的主力油層實(shí)施調(diào)剖，其他油層不調(diào)剖，二是全井段分層調(diào)剖，三是油井反向調(diào)剖。堵劑采用高強(qiáng)凝膠、彈性小顆粒類復(fù)合體系進(jìn)行深部調(diào)剖，達(dá)到注得進(jìn)、堵得住、存得久、用得起的目的。

2008年對(duì)西二北區(qū)塊44口注水井進(jìn)行調(diào)剖，周圍16口井油井進(jìn)行堵水。調(diào)剖后2個(gè)月水井注入壓力上升井30口，占調(diào)剖水井?dāng)?shù)68.2%，注入壓力下降井14口，占調(diào)剖水井?dāng)?shù)31.8%。通過(guò)調(diào)剖、堵水綜合治理后，區(qū)塊采收率提高2.3%，在自然不遞減情況下累增油9386t，平均單井增油212t；累減水22852t，平均單井減水519 m3，單井含水下降3%～5%，地下存水率上升；調(diào)剖后區(qū)塊注采關(guān)系得到改善，同時(shí)啟動(dòng)了新層，從前后可對(duì)比的示蹤劑資料結(jié)果看，統(tǒng)計(jì)調(diào)剖前見(jiàn)劑的20個(gè)方向，調(diào)剖后有11個(gè)方向未監(jiān)測(cè)到示蹤劑，有7個(gè)方向見(jiàn)劑時(shí)間延遲，2個(gè)方向見(jiàn)劑提前，新增1個(gè)見(jiàn)劑方向。

5）采取油井堵水配套綜合治理 統(tǒng)計(jì)全廠日產(chǎn)液大于10t的井占25%，日產(chǎn)液量占全廠53%；從分層產(chǎn)出情況看，有1／3層高產(chǎn)液、高產(chǎn)油、高含水，平均單層日產(chǎn)液9.0t，日產(chǎn)油0.33t，綜合含水96.3%。從這部分層進(jìn)一步分析看，1／4的層高產(chǎn)液、高含水、低產(chǎn)油，平均單層日產(chǎn)油0.06t，可以考慮永久封層，有3／4層具有一定的產(chǎn)油能力，采用機(jī)械堵水封掉了液量，損失了部分油量，封住了產(chǎn)液通道，這部分產(chǎn)層需進(jìn)一步研究化學(xué)堵水技術(shù)，實(shí)現(xiàn) “堵而不死”目的［2］。

統(tǒng)計(jì)近2年145口油井堵水情況 （見(jiàn)表4）看，液量下降，含水下降，油量穩(wěn)中有升。

表4 堵水前后變化

6）采取化學(xué)降粘措施改善類稠油區(qū)塊流體流動(dòng)性 “類稠油”是指扶余油田由于長(zhǎng)期放空生產(chǎn)，原油輕質(zhì)成分流失大，流體流動(dòng)性變差，開(kāi)采具有稠油特征，但稠而不粘，原油密度較低，因此定義為 “類稠油”。主要位于扶余油田東區(qū)及邊部，平均粘度43～117 mPa·s。“類稠油”區(qū)塊開(kāi)發(fā)效果差主要表現(xiàn)一是含水上升快、穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短、產(chǎn)量遞減快；二是區(qū)塊注水開(kāi)發(fā)指進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重，開(kāi)發(fā)特點(diǎn)為低采出程度下進(jìn)入高含水開(kāi)發(fā)階段，注采見(jiàn)效不明顯，見(jiàn)效就見(jiàn)水。

2009年在扶余油田東區(qū)邊部進(jìn)行了7口井的化學(xué)降粘試驗(yàn)，采取先調(diào)剖后降粘，通過(guò)計(jì)量泵將降粘藥劑按照配比與注入水經(jīng)過(guò)混合器后注入水井，周圍油井取得了較好效果。注入后30d左右見(jiàn)效，2個(gè)月后日增油能力達(dá)到8.3t，含水下降6.3%，一年內(nèi)平均每個(gè)注采井組增油396t。

4 結(jié) 論

1）水驅(qū)開(kāi)發(fā)老油田進(jìn)入高含水開(kāi)采階段以后，隨著井網(wǎng)密度的增加，井距的減小，井間相互干擾更為嚴(yán)重。

2）密井網(wǎng)條件下注采敏感，注采調(diào)控難度大，在做好精細(xì)注水調(diào)控的前提下，注夠水和注好水是扶余油田在較長(zhǎng)時(shí)間內(nèi)提高采收率的一項(xiàng)最有效的辦法，同時(shí)采取配套技術(shù)對(duì)策能夠較好的改善區(qū)塊水驅(qū)效果。

［1］李道品 .低滲透砂巖油田開(kāi)發(fā) ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1997：154－170.

［2］劉一江，王香增 .化學(xué)調(diào)剖堵水技術(shù) ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2002：230－245.