老區(qū)精細注水對策研究及應用

王榮娟

摘 要：針對老區(qū)L01塊調(diào)驅(qū)效果逐漸減弱、日產(chǎn)油下降的問題，通過進一步細化基礎地質(zhì)認識，落實每個井組的連通關系，對區(qū)塊實施了分區(qū)域、分井組、分層位的綜合調(diào)整，利用側(cè)鉆、大修、轉(zhuǎn)注、復注等手段進一步完善注采井網(wǎng)、注采對應關系，提高水驅(qū)儲量控制程度，同時加強分注、動態(tài)調(diào)配注并結(jié)合二輪調(diào)驅(qū)，緩解平面、縱向矛盾，擴大水驅(qū)波及體積。區(qū)塊日產(chǎn)油由70t上升至104t，自然遞減率由22.5%下降至14.6%，下降7.9%，階段累增油0.85×104t。

關鍵詞：地層對比研究;分區(qū)域主力;提高采收率

1 實施背景

L01塊位于遼河盆地東部凹陷北部、牛居-青龍臺斷裂背斜構(gòu)造帶的南部。區(qū)塊自2010年針對北部主力層位S32I5開展深部調(diào)驅(qū)，見到明顯效果，日產(chǎn)油由初期的38.9t上升至64.9t，但后期日產(chǎn)油下降，調(diào)驅(qū)效果逐漸減弱，主要受兩方面因素影響，一是地層出砂影響，因地層出砂，注水井注不進以及套管變形等問題嚴重，油水井井況差，利用率低，油井利用率僅63.0%，水井利用率僅48.4%，造成局部注采系統(tǒng)不完善。二是受儲層非均質(zhì)性影響，層間動用差異大，層間矛盾突出，調(diào)驅(qū)初期雖層間矛盾得到緩解，主力吸水層吸水量下降，但調(diào)驅(qū)后期注水通道形成，調(diào)驅(qū)效果減弱，區(qū)塊產(chǎn)量下降，開發(fā)效果變差。

2 主要做法

2.1加強地層對比，落實儲層連通關系

對區(qū)塊完鉆井的錄測井資料進行對比研究，根據(jù)各層位地層特征，優(yōu)選標志層。

標志層一：S1段頂部發(fā)育一套厚度10-20m的灰、灰綠色泥巖，電阻率曲線平直，感應曲線呈“W”型，且上部d組泥巖感應曲線最大值明顯低于下部S1段，兩者呈臺階狀變化，完鉆井鉆遇率大于95%，可作為識別d和S1的標志層。

標志層二：S1段底部感應曲線最大值明顯大于下部S31段，兩者呈臺階狀變化，完鉆井鉆遇率大于95%。可作為識別S1和S31的標志層。

標志層三：根據(jù)東部凹陷北部地區(qū)的整體認識，S31段主要發(fā)育大套泥巖夾薄層砂巖，局部發(fā)育碳質(zhì)泥巖或煤層，電阻率曲線平直，感應曲線呈鋸齒裝;S32段發(fā)育砂泥巖互層，感應曲線呈指狀或者箱狀;在地震約束下可有效區(qū)分S31和S32段地層。

根據(jù)以上標志層進行地層對比，把地層對比結(jié)果與新解釋的三維地震資料相結(jié)合，相互驗證、修改，在確保地質(zhì)和地震相統(tǒng)一的基礎上，落實儲層連通關系。區(qū)塊整體構(gòu)造變化不大，連通關系較好，局部區(qū)域注采井網(wǎng)不完善。平面上，受斷層遮擋影響，地層缺失同時受地層出砂及井況影響，局部區(qū)域注水井套壞、套卡或注水井達不到配注、注不進等造成注采比低，有采無注，注采井網(wǎng)不完善，剩余油相對富集。

2.2分區(qū)域、分井組、分層位開展注水對策研究

（1）利用側(cè)鉆、大修等手段，調(diào)整完善局部注采井網(wǎng)

針對南部區(qū)域及斷層附近構(gòu)造相對破碎，且受井況影響，油水井井況差，應用新采集的三維地震資料，結(jié)合錄井、測井資料，井震結(jié)合加強地層對比，細化儲層，挖掘潛力點。共部署側(cè)鉆井6口，大修2口，目前已完鉆投產(chǎn)5口，階段累產(chǎn)油1171t，累產(chǎn)氣41×104m3。

如靠近中部斷層龍18-020區(qū)域，其龍18-020與龍18-019井間，由于斷層遮擋其主力儲層S32I4-I5缺失，且井間無井控制，在微構(gòu)造高點部署側(cè)鉆井挖潛主力儲層潛力。龍18-020C井于2016.12完鉆，共解釋42.2m/19層，該井于2017.1投產(chǎn)，目前日產(chǎn)液18.5m3，日產(chǎn)油3.6t，含水80.9%，階段累產(chǎn)油732t，累產(chǎn)氣3.22×104m3。

（2）實施第二輪深部調(diào)驅(qū)，改善水驅(qū)開發(fā)效果

針對目前調(diào)驅(qū)效果逐漸減弱的問題，在區(qū)塊北部優(yōu)選井組開展第二輪深部調(diào)驅(qū)，基于第一輪調(diào)驅(qū)取得的效果及經(jīng)驗，做了以下優(yōu)化：

優(yōu)選井組：從第一輪區(qū)塊北部整體調(diào)驅(qū)轉(zhuǎn)變?yōu)閮?yōu)選連通性好、儲層發(fā)育厚、注采比高的井組，開展井組調(diào)驅(qū)。優(yōu)選7個井組含油面積0.79km2，覆蓋地質(zhì)儲量188萬噸，7個注水井組，對應油井19口，注采比1：2.7。

優(yōu)化配方：鑒于體膨顆粒封堵性強的特點，以及區(qū)塊注水井調(diào)驅(qū)后期達不到配注、注不進等問題，在龍11塊將調(diào)驅(qū)藥劑由弱凝膠攜帶體膨顆粒改為單注弱凝膠，延緩凝膠作用，提高有效期。

藥劑量設置：根據(jù)相鄰區(qū)塊調(diào)驅(qū)成功經(jīng)驗表明，調(diào)驅(qū)成功率不僅取決于藥劑本身的性能，而且還與藥劑用量密切相關。根據(jù)弱凝膠調(diào)驅(qū)劑的特征，在低排量和低注入壓力下，中低滲透層啟動時間長見效慢，在大排量下有效封堵高滲透層，從而實現(xiàn)啟動弱吸水層的目的，為達到深部處理目的，將處理半徑由25m擴大至30m，增加了藥劑量，總注入量為11.9×104m3，0.03PV，平均單井注入量達到1.7×104m3。 7個井組于2015.4.30開始調(diào)驅(qū)2016年12.13暫停調(diào)驅(qū)轉(zhuǎn)注水，階段累注5.77×104m3。

（3）分層位開展精細注水，持續(xù)夯實區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)基礎

針對單層動用程度差異大，局部區(qū)域有采無注、注采比低，分層位開展精細注水，在無注水區(qū)域通過轉(zhuǎn)注、復注實現(xiàn)注水，共實施7井次，恢復注水235m3，增加水驅(qū)儲量5.7×104m3。

同時針對主力層位S32I5動用程度高，其余層動用程度相對低，層間動用差異大，通過實施分注、調(diào)配注，加強注水強度，提高單層注采比。共實施動態(tài)調(diào)配9井次、分注4井次，增加日注水145m3，注水強度由1.05提高至1.5，區(qū)塊注采比由0.76上升至0.96，目前對應11口油井見到明顯注水效果，日產(chǎn)油由21.6t上升至38.8t，單井日產(chǎn)油上升1.5t，階段累增油2167t。

3 實施效果

根據(jù)以上研究及注水對策實施，區(qū)塊油水井利用率提高，油井開井率由63%提高至80.2%，水井開井率由48.4%提高至60%，區(qū)塊主力層位S32Ⅰ5的水驅(qū)儲量控制程度由77.66%提高至95.81%，水驅(qū)儲量動用程度由47.2%提高至67.5%。

實施第二輪深部調(diào)驅(qū)后注入井注入壓力上升，平均上升了6.6MPa，表明對高滲層起到一定封堵作用。水驅(qū)效果得到改善，水驅(qū)方向發(fā)生改變，目前北部調(diào)驅(qū)區(qū)域產(chǎn)液量上升，產(chǎn)油量上升，日產(chǎn)液由257.5t上升至364.7t，日產(chǎn)油由33.2t上升至41.5t，最高時達到54.9t，階段累增油0.5148×104t。區(qū)塊日產(chǎn)油由70t上升至104t，自然遞減率由22.5%下降至14.6%，下降7.9%，開發(fā)效果變好。

4 結(jié)論及認識

（1）精細研究油田地質(zhì)特征，反復進行地層對比，落實儲層連通關系，是進行注水開發(fā)調(diào)整的基礎。

（2）把握油水井生產(chǎn)動態(tài)，深入分析開發(fā)矛盾、存在問題，是進行下一步開發(fā)調(diào)整的前提。

（3）針對不同的注水狀況，綜合應用各種動、靜態(tài)資料進行對策研究，是實現(xiàn)有效注水的保證。

參考文獻：

[1] 沈琛.油田高含水期深部調(diào)驅(qū)技術文集[M].北京：中國石化出版社，2008

（中油遼河油田公司茨榆坨采油廠，遼寧遼中，110206）