坪北油田開發中后期注水調整探討

方正梁

摘 要：坪北油田為典型的特低滲透裂縫型巖性油藏，經過十幾年的不斷摸索，取得了良好的穩產開發效果，目前坪北油田面臨水竄嚴重、累計注采比較大、地層能量不足等開發矛盾。本文通過分析現階段注水開發現狀，對目前的注水開發方式進行探討，希望能控制油田含水上升率、延長油田穩產時間。

關鍵詞：特低滲透；穩產；注水開發探討

1 坪北油田開發簡況

1.1 油田概況

坪北油田是處于邊際條件的特低滲透油田，區域構造位于鄂爾多斯盆地東部陜北斜坡中部的坪橋筆褶帶上。構造對油藏無明顯控制作用，屬巖性油藏。主要開發層系為三疊系延長組C4+52、C61、C62小層。儲層物性差（平均孔隙度為11.5%，平均滲透率1.3md），非均質性強，原始地層壓力低，地飽壓差小（地層飽和壓力4.8MPa，壓力系數0.64），天然能量微弱。油藏主要發育兩組天然微裂縫：NE25°～NE45°，NW25°～NW40°，裂縫在原始地應力條件下呈閉合狀態。

1.2 注水開發主要歷程及開發現狀

坪北油田開發主要經歷了四個階段：1998年5月正式投產，依靠天然能量試采，1998年年底-1999年為注水試驗階段；1999年年底-2001年年底為完善全區基礎井網、大規模產建階段；2001年年底-2005年年底為井網完善調整和加密試驗階段；2006-2010年為二注井轉注、水井調剖調驅等老區綜合調整階段；并取得了自2001年至2012年連續穩產原油17萬噸，自然遞減率全年控制在8%的開發效果。

截至2012年年底，坪北油田有采油井639口，其中開井數589口，平均單井日產液1.8t，日產油0.8t，綜合含水率55.02%，地質儲量采出程度6.16%，采油速度0.48%。注水井211口，其中開井數198口，月注采比2.03，年累積注采比1.41，老井自然遞減率7.61%，綜合遞減率6.75%。目前，坪北油田處于低采出程度、中含水穩產開發階段。

2 注水開發特征

目前坪北油田注水開發主要存在以下3個特征：

2.1 油井排微裂縫與水線排竄通，油井含水上升快

坪北油田儲層有效孔隙度低，流體主要靠裂縫滲流，而坪北油田地層壓力系數僅0.64，天然裂縫在初期處于閉合狀態。在后期注水開發中，隨著注水壓力逐漸升高，轉注井轉注前壓裂采油，油井重復壓裂改造，側向微裂縫開啟并與注水水線竄通，造成注水沿裂縫方向竄進，油井含水迅速上升。

2.2 年累積注采比逐年提高，而水驅效果卻未有效提高

近年來，年累積注采比逐年上升，由2010年1.21上升至2012年1.42，但部分井區注水開發效果未有效提高，油井能量水平保持較低。比如在坪北油田北二區P116井區，油井20口，水井5口，油水井的井數比是4：1，截至2012年年底，注水井單井平均累計注水量達45000方，但整個井區表現為注水效率低，邊部存在注水外溢，油井產液量低，平均單井日產液僅0.8噸，低于油田單井產液水平。

2.3 套損井逐年增多，部分井修復后難以實現精細分層控水

近年來，受洛河層水的氧腐蝕、注入水水質和套管使用年限的影響，油水井套損井數呈逐年驟增態勢，截至2013年6月底，套漏油水井已達45口，其中2013年上半年新增9口。注水井套損后，大部分無法實現分層注水，影響注水調整和注水效果。

3注水開發調整與探討

3.1 開展周期注水和水井重復調剖調驅，提高了注水的均衡性

周期注水的機理：注水階段注入水大部分先進入高滲部分，即裂縫開啟方向，再由高壓、高滲區部分進入低滲部分驅油；停注階段高滲部分壓力下降快，形成低壓、低滲部分的油和水排入高滲部分而被采出。利用該機理，2013年上半年，在注水受效不均的井區開展周期注水，加強注水周期調整，從而延緩側向水竄方向油井含水上升速度，促進周圍其他油井均勻受效。共采取周期注水18井次，15口油井含水下降，11口油井含水保持穩定。

同時，選取調剖失效的井組進行重復調剖調驅，封堵側向水竄通道。2013年上半年完成調剖、調驅共5口，調后6口油井含水下降，日增油2.5噸。

3.2 整體調整注水強度，摸索現階段合理的注采比

2012年年初，對注采比最高的SP199井區降低注水220方，調后綜合含水由61.9%降為59.7%。通過2012年的注水調整效果發現，目前井區內的月注采比有下調空間。2013年，選取累積注采比較大和注水效率低的區域再次進行整體降水調整，累積下調注水量680方，調后整個坪北油田月注采比由年初的2.03降為1.46，年累積注采比保持在1.41，綜合含水控制在54.2%，日產液水平保持穩定。

3.3 邊部實施整體調剖調驅工藝，有效封堵注水外溢通道

2013年上半年，針對邊部注采完善區域存在注水外溢，長期注水不受效的現象，開展區域整體調剖調驅試驗。以北區P116井區為試驗區，根據周圍油井的生產動態選取調驅3口，調剖1口，調后周圍油井有6口含水明顯下降，4口含水保持穩定，共日增油1.2噸。

3.4 積極摸索新工藝，改善套損井無法實現分層注水的現狀

2013年，針對封隔器堵漏后造成部分水井無法實現分層注水的現狀，在坪北油田選取2口套漏注水井開展淺層擠水泥固井工藝試驗。若實施成功，可為下步套漏井治理的可行性提供依據。

4 結論與認識

①溫和注水是坪北特低滲透油藏注水開發的前提和基礎。

②通過細分層注水、周期注水、水井整體調剖調驅等方法優化和調整注采結構，是改善油田中后期注水開發效果的必要途徑。

③對合理的注采比和注水強度的摸索是今后注水開發調整的主要方向之一。

④不斷改進套損井治理、調剖調驅等工藝技術提高注水開發水平，是改善坪北油田中后期注水開發效果的必要手段。

參考文獻：

[1]龐宏偉.安塞油田裂縫特低滲透油藏注水開發的思考.