利用動態調整方法改善趙凹油田非均質油藏開發效果

閆海霞，牟漢兵，李志超，胡中欣，陳 慧

(中國石化河南油田分公司采油一廠，河南桐柏 474780)

利用動態調整方法改善趙凹油田非均質油藏開發效果

閆海霞，牟漢兵，李志超，胡中欣，陳 慧

(中國石化河南油田分公司采油一廠，河南桐柏 474780)

趙凹油田儲層屬于近物源陡坡型扇三角洲沉積體，儲層非均質性嚴重，目前油田進入高含水開發階段，地下剩余油分布更加復雜、隱蔽，挖潛難度大，需采取有效的技術手段在剩余油富集區注水井與采油井間建立有效的驅動壓差，促進剩余油的合理流動。通過實施合理動態調整，促進了液流轉向，擴大了注水波及體積，提高了注水效率，單元開發形勢明顯好轉。

趙凹油田；非均質性油藏；油藏開發；動態調整

趙凹油田構造位置處于泌陽凹陷南部陡坡帶前姚莊鼻狀構造西南部，含油面積8.8 km2，地質儲量484×104t。儲層屬于近物源陡坡型扇三角洲沉積體，巖性較粗，以含礫狀砂巖為主，儲層疊合程度差，含油層數多、井段長，油藏埋藏較深。目前采出程度僅23.56%，綜合含水高達95.98%，與其它稀油油田相比，在相同采出程度下綜合含水高10個百分點。

1 注水開發存在的主要問題

1.1 層間水驅動用差異大

趙凹油田受多物源沉積影響，油砂體多，非主力油砂體動用程度差，而主力油砂體主要以近物源水道沉積為主，地層沉積厚度大，動用程度高?？v向非均質性嚴重，縱向上高、中、低滲透層段并存，層間滲透率級差1.21～35，變異系數0.09～0.86，層間非均質性較強。根據吸水和產液剖面資料顯示，多層合注合采，層間干擾十分嚴重，主力層Ⅳ31層間動用差異大，且受注采對應狀況及地層滲透性差異影響。趙2井吸水剖面解釋9段注水厚度33 m，日注水量170 m3，平均吸水強度5.2 m3/(m·d)，其中吸水強度小于3 m3/(m·d)有5段12.4 m，平均吸水強度只有0.2 m3/(m·d)，層內吸水差異大不利于特高含水期改善開發效果。趙凹油田非主力層注采連通狀況較差，不連通及單向的層數為131層，非主力油砂體和小油砂體不連通及單向的層數為79層，占總不連通及單向層數的60.3%。厚度大連通性好的高滲透厚層動用程度高，低滲層水驅動用難度大、水驅油效率低，造成剩余油某些層段相對富集。

1.2 平面非均質影響水驅油效果

趙凹油田油砂體多，平面分布范圍廣，由于距物源近，沉積快，亞相帶分布不明顯，厚度變化快，油層從最厚部位至尖滅，厚度減少梯度為2～4 m/100 m。砂巖連通系數0.36～0.48，平均0.41，平面非均質性較強，滲透率級差最大為138，最小為1.2，平均滲透率級差為31，變異系數大于0.7，突進系數一般大于3，由于平面相帶變化快、注水方向性強、平面動用程度不均勻，在某些區域形成了剩余油富集區。

1.3 注水存在短路循環，注水利用率低

油田注水開發過程中受儲集層非均質性、水油流度比、注入水長期沖刷、剝蝕等影響，出現差異滲流現象，逐漸產生優勢滲流通道，表現為注入水快速突進、注入水大多從大孔道采出、存水率低。趙凹油田近幾年總壓降不斷降低，雖然注水量自2004年起每年約6×104m3的增長，但壓力保持水平始終穩定在70%左右，說明注水量有部分未注到目的層中，油水井存在短路循環，注入水利用效率低。

2 開發潛力分析[1-4]

2.1 主力油砂體潛力分析

2.1.1 主力油砂體平面上剩余油分布

趙凹油田屬于緩坡型扇三角洲沉積，平面油水分布規律主要受沉積環境的控制和影響。平面上，主力油砂體主要為近水道砂體，其非均質性較強。在水下分流河道主體部位一般為高滲透層，且為中-強水淹層，這類油層的原始含油飽和度較高，盡管在注水開發中水淹較嚴重，驅油效果較好，但仍有一定量的剩余油分布。在水下分流河道側緣和水下分流河道間油層變薄、物性差區域，油藏非均質特征決定了注入水總是沿河道主流線方向推進，而在此區域油井后見效、后見水，水淹程度低。如趙43井Ⅳ31(3)(4)層位于分流河道間，解釋為中淹，2012年5月投產日產油3 t，不含水，水淹低，剩余油較富集。

2.1.2 主力油砂體縱向上剩余油分布

縱向上，受沉積韻律和層內夾層的影響,低滲透層段水驅油效果差，水淹程度弱，有一定的潛力。趙凹油田沉積韻律以復合韻律為主，縱向上多個正韻律疊加成復合韻律，因此在頂部滲透率相對較低，在頂部相對低滲透段下面有一個較穩定夾層，使其在平面可以連片分布，在開采過程中，由于層內干擾，頂部吸水和開采程度相對較低。如趙46井位于水下河道主體部位，但受沉積韻律和層內夾層的影響，該井頂部的Ⅳ31(1)(2)電測解釋為弱水淹，投產初期日產油11 t，含水71.5%。由上述規律分析：H3Ⅳ31(1)水淹程度低，動用程度相對較差。

2.2 非主力油砂體潛力分析

非主力油砂體井網控制程度低，采出程度低，整體動用差，有一定的潛力。趙凹油田非主力油砂體多、面積小、疊合程度差，井網控制程度低，采出程度低，一般低于20%，與主力油層相比，儲量動用程度差、潛力較大。如趙凹區的Ⅱ83油砂體，由于內部注水效果差，控制井點少，采出程度低，油砂體西部無注水井點，邊外的趙8、趙2井注水難以見效，造成該層油井能量低，采出程度低，而東北部無采油井點控制，儲量利用程度低，有一定開發潛力。

2.3 受井網控制，部分區域剩余油富集

剩余油分布與井網關系密切。井網的分布特別是油水井的分布，直接影響到注采關系，而注采關系直接影響到注采效果。井網較為完善的注采系統內，水驅效果好，剩余油分布相對較少，反之剩余油分布相對較多。趙凹油田非主力油層注采系統欠完善，可以部署新井或利用老井轉注完善井網，挖潛這部分潛力。

3 合理動態調整措施

動態調整貫穿于整個油藏開發過程，動態調整是注水產液結構調整的基礎，它關系到每一個開發階段內油藏調整效果的好壞。趙凹油田綜合含水高、儲層在平面和縱向上非均質性嚴重，物性差異大，注水井吸水不均衡，儲量動用差異大，注采井網欠完善，形成了局部剩余油富集區域。在動態調配時，要從細化水驅可動用剩余油潛力評價著手，通過歷史井網識別優勢注水方向，控制高能、強淹層無效注水，加強低能、潛力層有效注水，利用低效油井轉注，從而改變液流方向、擴大注水波及體積，促使油井見效。

3.1 強驅方向降壓

儲層經過長期注水沖刷，已形成優勢滲流通道。通過對歷史井網恢復，注水見效規律、注水見效特征分析，識別優勢注水方向；結合沉積微相研究，對注水好、水淹嚴重的井層實行降壓，控制優勢方向注水，達到改變地下壓力場分布，促進剩余油流動的目的。通過對趙26井組歷史井網恢復及注采流線分析，認為其與趙23井存在優勢注水通道，導致趙23井高能、高含水(圖1)，2014年1月對趙26井Ⅳ31(1-5)層日注水由80 m3下降到50 m3，同時對趙46井補孔Ⅳ31(5)層生產，控制截斷趙23井方向流場，增強泌83井方向流場。趙23井日產油由原來的1 t上升到9.5 t，日產水由66 m3下降到48 m3，含水由98.5%下降到83.5%，動液面由1048 m下降到1 178 m。泌83井日產油由1 t上升至1.8 t，日產水由56.6 m3下降到2.1 m3，含水由98.2%下降到96.6%，動液面由901 m上升到712 m，增油效果較好。

圖1 核三段Ⅳ31小層平面井網

3.2 弱驅方向增注

由于物性差或層間干擾，部分區域長期注水效果差，造成油井低能低產。通過對這部分水井實施增注改造或提高注水量，提高注水波及體積，改善開發效果。

趙3井組由于邊水推進(圖2)，水平井趙平3投產后趙3井一直未注水，經動態分析認為趙79-1井Ⅴ11層構造低部位動用程度較差、剩余油富集。決定通過低部位注水，擴大水驅控制程度，提高該區儲量動用程度。對趙3井Ⅳ5276上、Ⅴ11層注水由停上升到30 m3/d，對應油井趙79-1井見到了較好的注水效果，日產油由3.3 t上升到10.6 t，日產水由21.5 m3下降到15.8 m3，含水由86.7%下降到59.7%，動液面由1 698 m下降到1 725 m，增油效果較好。

圖2 核三段Ⅴ11小層平面井網

3.3 井間液量置換

高含水井液量置換的實質是通過采油井間優化配液，控制優勢方向液量，調整地下壓力場的分布，達到液流轉向、提高注水利用率的目的。

趙平9井原見趙84井方向注入水，趙40井主要受效方向為趙81井，趙81井為高能、高含水井，通過對趙84井Ⅳ41日注水由30 m3/d到停注，趙81井停產，相對較遠注水井趙40井為趙平9井注水，使得趙平9見到明顯效果，日產油由2 t上升到6.2 t，日產水由23.2 m3下降到12.5 m3，含水由91.2%下降到67%，動液面由2 047 m下降到2 132 m，增油效果較好(圖3)。

3.4 集團采油區轉注

由于注采井網不完善，在西南和東南區域存在集團采油現象，導致主力層單向受效，含水上升快；非主力層能量下降，產量穩不住，自然遞減較大。通過低效油井轉注，改變地下液流方向，完善了趙凹油田局部注采井網，增加油井多向受效比例，提高注水波及體積，促使油井見效。

根據趙凹油田現有井網情況，綜合分析該區油井見效特征，針對西南和東南區域存在集團采油現象，利用該區域低效井趙41、趙68進行轉注，轉注后累計增油379.1 t，增加水驅控制儲量5.2×104t，井網得到進一步完善，從根本上改善趙凹油田整體開發效果。

3.5 動態調整效果

圖3 核三段Ⅳ41小層平面井網

通過對趙凹油田實施合理動態調整，8口油井見到了較好的調整效果，開發狀況得到明顯改善，調整前后對比產油由45.7 t上升至56.1 t，自然遞減由8.12%下降到0，地層能量恢復0.32 MPa，開發效果明顯好轉。

4 結論與認識

(1)合理的動態調配必須建立在儲層特征、歷史井網、剩余油分布認識的基礎上。

(2)集團采油區域注采連通關系差、注水受效差、能量下降快、開發效果差，利用低效井轉注，可完善注采井網，提高注采對應率，提高開發效果。

(3)對于邊水區域、主力區域、已經形成注水通道的滲流區，對老注水井點控制注水、弱勢方向加強注水，從而改變液流方向，可取得較好效果。

(4)對于水淹程度低、動用狀況差、能量較低的上傾區域，可提高注水井注入量，達到擴大注水波及體積的目的。

(5)對于出液能力強的強水淹層，控制高含水、高能量的油井液量，可改變液流方向，促使油井見效。

[1] 童憲章.油井產狀和油藏動態分析[M].北京:石油工業出版社,1981：19-36.

[2] 劉德華.油田開發中后期綜合治理技術研究[D].四川成都:西南石油大學,2005.

[3] 韓春林.泌陽凹陷梨樹凹地區儲層特征及成因分析[J].石油地質與工程，2014，28(2)：39-41,45.

[4] 郭文卿.液流轉向技術在趙凹油田Ⅳ31層開發中的應用[J].石油地質與工程，2014，28(6)：80-82.

編輯：李金華

1673-8217(2015)04-0077-03

2015-02-06

閆海霞，工程師，1974年生，2006年畢業于中國石油大學(華東)石油工程專業，長期從事油氣田開發工作。

TE357

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