吳起油田某區(qū)注水技術(shù)政策研究及應(yīng)用

吉子翔，張 靜，張 維，楊偉華，帥舉奎

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

1 油藏開發(fā)概況

吳起油田某區(qū)主要含油層系為長612層，屬于三角洲前緣沉積，砂體呈北東方向展布，橫縱向剖面連續(xù)性較好，砂體厚度在16 m～22 m，屬于中-強(qiáng)非均質(zhì)性油藏，平面NE50°裂縫發(fā)育，同時東部發(fā)育高角度裂縫，水驅(qū)矛盾突出。2009 年采用480 m×130 m 菱形反九點井網(wǎng)規(guī)模開發(fā)；2015-2019 年通過持續(xù)開展水驅(qū)治理，目前采油速度0.43 %，采出程度8.77 %，油藏整體處于低水平穩(wěn)定開發(fā)階段。

2 注水開發(fā)存在的問題[1]

2.1 儲層物性差，有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)難以建立

油藏滲透率低于1 mD，且滲透率越低，啟動壓力梯度上升幅度越快，滲流阻力越大；油藏中、南部注采壓差較大，單井累計注水量超過9×104m3，注采比11.5，壓力保持僅為60.1 %，有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)難以建立。

2.2 砂體疊置關(guān)系復(fù)雜，局部注采連通性較低

通過野外露頭剖面發(fā)現(xiàn)單砂體交錯疊置，原認(rèn)識注采連通性較好的儲層實際層間砂體切疊發(fā)育、連通性較差，難以滿足精細(xì)注水的要求。

2.3 多方向裂縫發(fā)育，水驅(qū)效率較低

油藏北部、東部受儲層非均質(zhì)性影響，注入水易沿高滲帶突進(jìn)形成注水優(yōu)勢通道，因水驅(qū)不均導(dǎo)致油井見水井比例超過60 %，具有采出程度低、見水多方向的特點。

2.4 局部低產(chǎn)單元注水外溢嚴(yán)重，無法形成有效注水

通過示蹤劑、產(chǎn)建井及檢查井溢流情況分析，油藏中南部低產(chǎn)單元注水外溢現(xiàn)象明顯，主要存在兩種方式：平面上沿北東方向高滲帶向井網(wǎng)外竄流，垂向上受高角度裂縫影響，向長62，長63層濾失，整體濾失率超過52 %。

3 影響注水有效率原因分析

3.1 單砂體接觸關(guān)系復(fù)雜，是導(dǎo)致注水有效性低的客觀原因[2]

按照“垂向分期、橫向分界”的思路，以野外露頭觀察、巖相分析、測井曲線分析為手段，在精細(xì)小層對比的基礎(chǔ)上，開展單砂體的識別與劃分，剖析單砂體疊置、接觸關(guān)系對水驅(qū)的影響。

3.1.1 單砂體展布特征 根據(jù)旋回特征，將長612層細(xì)分至6 個小層，建立了單砂體寬厚比定量預(yù)測模式（見圖1），以此為指導(dǎo)，共識別出16 條單砂體河道交匯，主要呈西南-東北方向條帶狀展布，寬度介于150 m～800 m，厚度介于2 m～8 m，寬/厚比介于40～100（見表1）。

表1 長6 油藏單砂體寬厚分布表

圖1 長6 油藏單砂體河道寬厚分布圖

3.1.2 單砂體接觸模式 垂向疊置：主要有切疊式、疊加式、分離式、孤立式四種接觸類型，以切疊式、分離式為主，孤立式分布范圍小。

橫向接觸：主要有間灣接觸、堤岸接觸、對接式、側(cè)切式、替代式五種接觸類型，以單砂體、側(cè)切及替代式接觸為主，少數(shù)為堤岸式、分流間灣式。

3.1.3 注采對應(yīng)性分析

3.1.3.1 垂向疊置關(guān)系對“注-采”的影響分析 垂向疊置的單砂體因不同期沉積，造成儲層縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，造成水井剖面吸水不均。油藏6 期河道疊加，多為壩上河沉積或幾期河道切疊的正韻律沉積，吸水層段易沿河口壩段或底部高滲層段突進(jìn)，均勻吸水比例小于50 %。

3.1.3.2 橫向接觸關(guān)系對“注-采”的影響分析 單砂體河道內(nèi)部物性最好，較為均質(zhì)；側(cè)切及替代式物性其次，非均質(zhì)性由于河道相互切割及替代，非均質(zhì)性較強(qiáng)，堤岸式儲層物性差，非均質(zhì)性較強(qiáng)。同期次單砂體內(nèi)注水見效快，側(cè)切式見效慢，對接式/堤岸式不見效，水驅(qū)優(yōu)勢為同期次單砂體＞側(cè)切/替代式＞對接/堤岸式。

3.2 動態(tài)縫的開啟及延伸是影響注水開發(fā)效果的關(guān)鍵因素[3]

動態(tài)裂縫是指在長期注水過程中，注水井近井地帶憋壓，當(dāng)井底壓力超過巖層破裂壓力時，會引起前期閉合的天然裂縫開啟以及新裂縫的形成并不斷延伸，是造成油藏開發(fā)過程儲層非均質(zhì)性強(qiáng)的重要原因。

3.2.1 動態(tài)裂縫開啟與延伸規(guī)律 動態(tài)裂縫開啟壓力的判別與延伸規(guī)律認(rèn)識，是油藏注水調(diào)整的基礎(chǔ)。動態(tài)裂縫開啟壓力可用巖層破裂壓力和注水指示曲線來確定。動態(tài)裂縫的延伸方向，優(yōu)先沿最小破裂壓力方向延伸，與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向保持一致。

3.2.1.1 巖層破裂壓力 注水井最大流動壓力主要受破裂壓力的限制，根據(jù)經(jīng)驗，一般不超過破裂壓力的90 %。利用經(jīng)驗公式（式1）計算得到油層破裂壓力29.9 MPa～43.0 MPa，注水井最大井口壓裂14.1 MPa。

式中：Pf-破裂壓力，MPa；ΔPf-破裂壓力梯度，MPa/10m，一般取0.16 MPa/10m～0.23 MPa/10m；H-油層中深，m。

3.2.1.2 注水指示曲線 表現(xiàn)為明顯的兩段式變化特征，注水壓力升高到一定壓力后，曲線向橫坐標(biāo)軸偏轉(zhuǎn)，拐點壓力即為動態(tài)縫開啟壓力（見圖2）。

圖2 典型井注水指示曲線

3.2.2 動態(tài)裂縫對水驅(qū)開發(fā)的影響 平面上，累計注水量大、注水強(qiáng)度大的區(qū)域，容易形成裂縫型、裂縫-孔隙型見水，降低了油層平面上的水驅(qū)波及系數(shù)，根據(jù)含水上升與裂縫開啟時累注量關(guān)系散點圖，累計注水量達(dá)到2.4×104m3時儲層微裂縫開啟，形成優(yōu)勢水驅(qū)通道，表現(xiàn)出含水快速、大幅上升特征。縱向上，產(chǎn)生裂縫指進(jìn)吸水，近兩年吸水剖面測試資料統(tǒng)計，油藏不均勻吸水比例較高，尖峰狀、指狀吸水占比達(dá)到54.9 %，對應(yīng)見水井占比71.0 %。

4 精細(xì)注水調(diào)控對策

結(jié)合靜動態(tài)變化規(guī)律，通過開展注水技術(shù)政策、周期注水適應(yīng)性研究，逐步形成以“保障高效注水、控減低效注水、杜絕無效注水”為核心的注水調(diào)控技術(shù)，促進(jìn)有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)建立。

4.1 注水技術(shù)政策研究

合理注水政策應(yīng)綜合考慮建立有效驅(qū)替和控制含水上升兩方面因素；由于動態(tài)裂縫的客觀存在，注水技術(shù)政策應(yīng)著重合理控制動態(tài)裂縫延伸，由強(qiáng)化注水向有效注水轉(zhuǎn)變。綜合應(yīng)用礦場統(tǒng)計、數(shù)值模擬等方法，開展合理壓力保持水平研究，進(jìn)一步優(yōu)化注水強(qiáng)度、注采比等注水參數(shù)；確定目前壓力保持水平在105 %左右開發(fā)水平最高，油藏局部地層壓力已在合理范圍，但是注采比較高，需及時轉(zhuǎn)變調(diào)整思路，合理控制注采比。

合理壓力保持水平：利用數(shù)值模擬技術(shù)預(yù)測不同地層壓力保持水平下的生產(chǎn)動態(tài)變化，隨著地層壓力上升，含水有所上升，日產(chǎn)油量及累計產(chǎn)油量上升，優(yōu)選壓力保持水平為105 %較為合理。

4.1.1 優(yōu)化動態(tài)縫作用下注水技術(shù)政策 針對不同動態(tài)縫特征，根據(jù)注入端地層壓力和裂縫開啟壓力的差值，制定注水調(diào)整政策。裂縫即將突破時，以溫和注水為主；裂縫剛突破時，以小水量不穩(wěn)定注水為主；裂縫突破，油井水淹，以停注為主。

4.1.2 杜絕無效注水 開展無效注水原因分析，在保障開發(fā)形勢穩(wěn)定的情況下，對注水不見效、注采不連通、注水無效循環(huán)井組實施停注、間注、弱化等調(diào)整，提高注水效益。

4.1.2.1 無效注水率計算 據(jù)甲型水驅(qū)曲線計算分區(qū)無效注水量，全區(qū)無效注水所占比例為44.2 %，北部無效注水所占比例為21.2 %，東部、中部和南部分別為38.3 %，61.2 %，66.3 %。

式中：Wp-油藏累計產(chǎn)水量，m3；Np-油藏累計產(chǎn)油量，t；NR-油藏可采儲量，t。

式中：Wyp-油藏有效累計產(chǎn)水量，m3；Wyi-油藏有效累計注水量，m3；Rpi-有效注水存水率；e-有效產(chǎn)注率。

4.1.2.2 明確高注采比、水淹區(qū)域無效注水原因及調(diào)整對策 （1）儲層物性差，注水井周圍形成憋壓，注水?dāng)U散慢，受效差導(dǎo)致無效注水，針對該類井開展間注、溫和注水調(diào)整；（2）砂體橫向變化快，局部不連通，針對該類井停注驗證；（3）裂縫溝通，導(dǎo)致注水無效循環(huán)，針對該類井開展停注、溫和注水、不穩(wěn)定注水等調(diào)整。

4.2 周期注水適應(yīng)性研究

從儲層物性特征、剩余油分布規(guī)律、開發(fā)階段特征分析，W 區(qū)屬于中-強(qiáng)非均質(zhì)性油藏，適合開展周期注水試驗。結(jié)合理論計算和油藏數(shù)值模擬，對注水方式、注水周期和周期注水量三個主要參數(shù)進(jìn)行優(yōu)選，確定了周期注水試驗參數(shù)：開展異步周期注水，注水周期30 d～40 d，注水量波動幅度0.8～1.0。

4.2.1 注水方式優(yōu)選 根據(jù)數(shù)值模擬研究成果，對比三種注水方式，異步周期注水、交替升降注水注水開發(fā)效果優(yōu)于同步周期注水。

4.2.2 注水周期優(yōu)選 利用理論公式計算和數(shù)值模擬法，對比不同注水周期，周期為30 d～40 d 效果最佳，增油量最好，含水上升率較低。

5 現(xiàn)場應(yīng)用效果

5.1 開發(fā)效果得到明顯改善

對比上年底，油藏壓力保持水平由91.8 %上升到92.5 %，自然遞減由13.1 %下降到11.9 %，含水上升率控制在2.0 以內(nèi)，油藏開發(fā)形勢持續(xù)向好。

5.2 注水調(diào)整的質(zhì)量效益逐步提升

通過實踐，形成了定量化、多元化、效益化注水調(diào)控技術(shù)，當(dāng)年指導(dǎo)開展注水調(diào)整82 井次，調(diào)整增油量869 t，降低自然遞減0.7 %；在保障開發(fā)形勢穩(wěn)定的情況下，注采比由7.1 下降到5.6，減少無效注水量840 m3/d，累計減少注水6.2×104m3，節(jié)約費用約86 萬元，提高了注水的綜合效益。

6 結(jié)論與認(rèn)識

（1）通過單砂體的刻畫，河道砂體寬度較原認(rèn)識窄，一次井網(wǎng)控制程度較低，河道砂體寬度在100 m～300 m，單砂體井網(wǎng)控制程度僅為84.7%；不同單砂體疊置接觸，造成平面剖面水驅(qū)不均。

（2）隨著累計注水量的不斷增加，油藏動態(tài)裂縫開啟，使得主向見水油井不斷增加。動態(tài)裂縫開啟壓力為30 MPa～43 MPa，最先沿最大水平主應(yīng)力方向開啟。

（3）針對油藏注水有效率低，形成以“保障高效注水、控減低效注水、杜絕無效注水”為核心的注水調(diào)控技術(shù)，改變了單一的注采調(diào)控方式，周期注水技術(shù)得到推廣和應(yīng)用，油藏的注水開發(fā)效果和效益得到提升。