復雜斷塊油藏高含水期注水開發特點和技術對策

趙雪培，潘 紅

（1.西南石油大學石油與天然氣工程學院創新1601班，四川成都 610500；2.大港油田采油工藝研究院，天津 300280）

高含水開發期的復雜斷塊油藏已全面進入高采出程度高含水開發階段，存在層系井網多、油層非均質性嚴重、開發生產歷史長、開采對象復雜的問題，提高開發效果存在較大技術難度[1，2]。近年來，開展了注水開發后期水驅規律研究[3，4]、河道砂體及內部構型刻畫[6-8]、剩余油分布特征等基礎研究，實踐了高含水油藏層系井網優化調整、深部調驅[10]、單砂體注采關系完善[11]等調整治理，探索出高含水期復雜斷塊油藏精細注水開發技術對策，為同類油藏下步精細注水開發和提高水驅采收率提供了可借鑒的經驗。

1 精細注水面臨的特點和變化

在油藏潛力、水驅規律和工作要求等方面表現出新的特點和變化，主要歸納為5個方面，分別是油藏研究和潛力認識、中高滲油藏水驅特點、低滲透油藏注水難點、井況復雜程度的變化以及注水工作的系統性特性。

1.1 油藏研究的深入導致注采關系的認知產生變化

隨著油藏研究技術的發展和應用，高含水期剩余油潛力研究也得到發展。“油層分布疊置連片”特征的內幕得到分層剖析，明化鎮、館陶組儲層河道刻畫、單砂體分布研究成果實現工業化成圖。在新的單砂體級別油藏模型認識下，河道、構型單元之間的滲流能力差異導致注采對應和受益動態的差異，多數砂體的注采關系已不再完善。例如港東某區，在冊油水井數為332口，注采井數比達到1:2，只有35%的點壩砂體的控制井網的注采井數比低于1：2，整體水驅儲量控制程度只有42%（見表1）。

表1 港東某區點壩砂體注采井網控制情況（2010年）

1.2 中高滲油藏水驅表現為“強者越強、弱者越弱”

一方面，油藏儲層經過長時間注水后，注入水滲流流經的孔隙和喉道骨架表面的油膜被水膜所取代，加之注入水對造巖礦物表面油中極性分子的作用，儲層潤濕性發生變化，親水性增強，在相滲曲線中表現為相滲曲線右移，油相滲透率增加，滲流能力增加。港119井1965年鉆井取心，西17-2-2井于1980年在附近區域同一開發層位取心，相滲曲線向右偏移的特征十分明顯（見圖1）。

圖1 港119井和西17-2-2井相滲曲線

港205井、東檢4井和東檢5井分別于1968年、1982年和2005年鉆井取心，巖心試驗分析強水濕巖心所占分析巖心百分數分別是0、28%和45%。

另一方面，中高滲儲層注水后，儲層微觀結構發生變化。G78-26井巖心驅替試驗表明：注水驅替使附著在石英、長石以及巖屑表面的黏土顆粒和黏土膜脫落，物性好的細砂巖表面更加干凈（見圖2），流動阻力降低。

圖2 G78-26井巖心驅替后鑄體薄片中黏土顆粒脫落情況

西39-9井和同一位置更新井西新39-8井電測解釋資料對比表明：長期注水驅替后，儲層孔喉中值半徑增大1.5倍。孔隙度平均上升1%～4%，滲透率上升2～3倍。

綜合作用下，總體表現為形成優勢滲流通道，降低水驅波及程度。

平面上，主滲流條帶水驅越來越強，極端情況下形成大孔道。港東油田示蹤劑推進速度最大達到27 m/d。

縱向上，層間矛盾越來越突出。王21井根據連續吸水剖面資料計算：在總井注入孔隙體積倍數為2.27時，14個注入層各層的注入倍數差異較大，少數強吸水層的注入倍數已達到5.78，而多數層的注入倍數在1.08～2.51，吸水厚度百分比也由初期的76%下降到44%，強吸水層要用較多注入倍數來小幅提高采出程度，弱吸水層的潛力得不到發揮。

1.3 井況復雜程度增大

精細注水開發井網層系完善治理面臨套損井數凈增加、占比比例高的問題。套損井占在冊井數的比例20%，套損井逐年年均凈增加比例高達7%，使得油藏的基礎注采井網受損，降低調整治理的效果。

1.4 精細注水治理是科學協作的系統工程

注水治理和地質、油藏工程、工程工藝、地面工程和管理等系統密切相關，需要進行統籌考慮，將研究、部署、實施和管理有機結合。

2 改善注水開發效果技術對策

進一步改善精細注水開發效果的技術對策，概括為完善注采關系本質的提升，即持續完善注采層系井網結構關系的同時，深入提升為建立以優化均衡驅替為目的的滲流關系。

2.1 含義

完善注采關系本質，有5方面含義，分別為：（1）平面上解決驅替井網完善的問題，注采井網要落實在單砂體上，注重井網連通性。（2）縱向上要解決動用、水淹程度非均質性問題，通過分層細分層和細分注來改善水驅。（3）在滲流能力相近的砂體構型單元內組建注采關系。（4）采用PV級的深部調驅來降低無效低效水循環。（5）充分運用注采調配優化滲流驅替效果。

2.2 標志技術

（1）精細的單砂體潛力評價。依托砂體刻畫，定量研究剩余油分布及規律，建立沉積微相模型、油藏模型和剩余油分布模型；剩余油分布研究要級次加深，由曲流河（辮狀河）級次向點壩（心灘壩）級次和點壩（心灘壩）內部構型級次深入；研究水驅動態變化的全過程，應用數值模擬方法，全面跟蹤和描述生產過程和剩余油分布狀況，并開展機理研究。

（2）優化構建效益井網和效益層系。一是計算評價不同措施方式恢復、增加注水井點的效益賬；二是計算評價不同井深、不同油價條件下新鉆完善井所需臨界可采儲量的效益賬；三是計算評價重組層系后，層間滲流差異狀況改善的預測賬；四是計算評價重組層系井網與剩余可采儲量豐度的效益平衡賬，高含水油藏采出程度高，層系細分要考慮單井控制可采儲量，以可動剩余油儲量豐度為基礎，尋找效益井區和井網密度。

（3）高效的分注及配套技術。采用適宜的分注工藝技術，結合分注層段組合優化研究，實現分注井分注層段內油層動用程度大于80%的目標。提升分注工藝技術水平主要體現在應用橋式偏心分注技術升級換代常規井分注技術、應用橋式同心分注技術實現高溫高壓深斜井分注轉型。分油田分別建立分注層段組合優化標準，比如港東油田的分注層段組合優化標準是：分注層段內小層數低于5；注水厚度低于17 m；滲透率級差小于2；滲透率變異系數小于0.3。

（4）高效的PV級深部調驅。2011年官979斷塊實施PV級深部調驅項目，探索由單井調驅措施增油向整體提高采收率轉變的技術途徑。段塞設計為前置（中間）段塞+主段塞，前置（中間）段塞調驅體系為體膨顆粒+高溫連續凝膠，主段塞調驅體系為SMG。至2015年8月，完成設計注入，見到良好的效果：綜合含水由深部調驅前注采井網完善階段的96.5%下降到95.54%；深部調驅后，日產油改變快速遞減的趨勢，運行穩定，增加0.5倍，最高時增加1倍多；評價階段總增油 6.3×104t，其中深部調驅增油 4.5×104t；提高采收率3.59%（見圖 3）。

（5）精細的動態注采調配。以保持注采平衡，主力開發單元能量逐步回升為原則，深化分注層段適應性研究和分注層段配注比研究，精細實施動態調配。對油藏而言，總體控制注采平衡，考慮五個結合，即注水水質與儲層物性相結合、地質需求與井筒狀況相結合、多層系油藏與分注水平結合、注水井點位置與安全環保結合以及注水強度與下步開發需求結合。對注采井組而言，根據注入歷史和動態，分別采取減弱、加強和穩定注水量的措施。減弱主吸水層和主流線的井的配注水量，減小注采壓差，降低水驅速度；加強弱吸水層和非主流線的井的配注水量，放大注采壓差，擴大波及體積；穩定正常狀態的井和層的配注水量，穩定注采壓差，控制含水上升。港西油田配注比保持1.13，地層壓力由10.1 MPa上升至10.3 MPa，注水井組穩升率與油井受益見效率達到80%。

圖3 官979斷塊深部調驅過程及見效評價圖

3 結論

（1）隨著油藏研究技術的發展，“油層分布疊置連片”特征的內幕得到分層剖析，河道砂體和單砂體得到精細刻畫，在新的地質模型認識下，多數砂體的注采關系已不再完善，需要進行調整。

（2）中高滲透砂巖油藏由于儲層長期注水沖刷，滲流特征、儲層物性產生一定程度的變化，導致層間、平面和層內矛盾在高含水開發階段更加激化，普遍存在優勢滲流通道降低水驅作用的問題。

（3）完善注采關系的含義需要進一步提升，即持續完善注采層系井網結構關系的同時，深入提升為建立以優化均衡驅替為目的的滲流關系。重點是：①平面上完善單砂體注采井網。②縱向上通過分層細分層和細分注來改善水驅。③在滲流能力相近的砂體構型單元內組建注采關系。④采用PV級的深部調驅來降低無效低效水循環。⑤充分運用注采調配優化滲流驅替效果。