牛35區塊壓驅注水方案設計及應用

◇中國石化勝利油田分公司現河采油廠 高建東

牛35區塊具有主力層明確、鉆遇油層厚度大、主力砂體大面積分布，油水井間連通性好且注采對應關系為一對多注水，區塊多數注水井處于注不進、油井采不出狀態，區塊儲量動用程度較差。在該區塊編制壓驅方案，實施后，實現了平均油井產能增加1.2倍的好效果，該區塊壓驅注水的成功對同類低效單元的開發具有積極的示范意義。

1 區塊基本概況

牛35-20區塊地處東營區油郭鄉境內，構造上位于牛莊洼陷西北部緩斜坡帶，主力含油層系為沙三中。含油面積7.6km2，地質儲量451×104t。

1.1 沉積特征

牛35-20地區沙三中儲層是東營三角洲不斷推進，在古地形低洼區形成三角洲前緣滑塌濁積砂體。

1.2 構造特征

牛35-20區構造相對簡單，東受北東-南西向的牛87-牛27斷層遮擋，內部局部發育小斷層。地層向西北逐漸抬高，地層東南傾沒，地層傾角5°～7°。

1.3 儲層特征

（1）砂體展布特征。體橫向上分布面積小，縱向上為多個含油砂體的疊加，主力砂體分布在沙三中4段，根據砂體發育分布及試油試采情況分析，確定主力砂體有3個平均厚度5m。

（2）巖性特征。砂巖分選中等偏好，分選系數1.67，粒度中值0.17，儲層巖石膠結類型主要為孔隙式膠結，以原生孔隙為主，粒間孔隙不發育。膠結物以泥質為主，泥質含量8.6%。粘土礦物成分以伊/蒙間層為主，含量68%，伊利石含量24%，高嶺石含量6.3%，綠泥石含量1.8%。

（3）儲層物性特征。根據取芯樣品計算：牛35-20地區沙三段的平均孔隙度19.5%，空氣滲透率13.8×10-3μm2，屬于中孔、低滲透儲層。其中主力層沙三中B1電測滲透率99×10-3μm2，孔隙度16.9%，測算沙三中B平均孔喉半徑1.42μm。

（4）儲層敏感性。根據牛35井儲層敏感性分析結果，儲層敏感性表現為：非速敏，無臨界速度；儲層敏感性較弱。

1.4 油藏類型

牛35-20地區沙三中油藏為常溫、常壓、中孔、低滲、稀油、巖性油藏。

1.5 開發現狀

截止到2020年10月（壓驅前），區塊總油井29井，開井28口，井口日液能力101.9t/d，日油能力65.6t/d，綜合含水34.4%，平均動液面2016m，水井總井18口，開井13口，日注能力210m3/d，月注采比1.49；區塊累積產油36.3746×104t，累積產水15.4×104t，累積注水61.0×104t，累注采比1.18，區塊采油速度0.61%，采出程度8.07%，自然遞減3.1%。

2 開發存在主要矛盾

牛35沙三單元自2011年采用仿水平井模式投入開發，整體開發效果較好，但區域存在較大差異。西部平均單井產能高達7噸/天。東部油井普遍低液低能低含水，普遍處于注不進采不出的狀態。造成該現狀的原因主要有以下兩點。

2.1 東西部注水能力差異大，水驅不均衡

牛35-20塊西部、中部水井吸水能力好，水驅見效特征明顯，東部受儲層變差及累積注入量少的影響，水驅特征不明顯；西部油井平均液量5～15方，顯效較好；東部油井平均液量在5方以下，提液穩液難度大。

2.2 常規手段增注有效期短

近年來增注10井次，不動管增注2井次，增注技術均有效，但日增注水量均達不到注采需求。比如牛35-斜38井2018.12.11不動管增注，有效期22天，累增注196方。

3 壓驅方案設計

3.1 壓力保持水平設計

（1）壓驅前壓力。

牛35區塊投產后，因水井注水效果差，地層壓力整體呈下降趨勢，目前區塊壓力保持水井僅50.9%。壓驅井組油井近2年測試地層壓力8.59～19.97MPa，平均地層壓力13.29MPa。

（2）壓驅后壓力。

預計壓驅后井組內油井平均動液面1800米，平均泵掛深度2400m，則井底最小流壓值為11.29MPa。油井產能按每米采油指數0.0318t/d.MPa.m，生產壓差取16.1MPa，井組油層參與生產的有效厚度為9.7m，設計井組內平均單井產能5t/d，地層壓力為恢復到27.3MPa以上。

3.2 注入參數設計

（1）注入方式。以10000m3注入量為例，模擬變排量注入時的裂縫形態。模擬結果表明，變排量注入更有利于形成短寬縫，造縫體積小，有利于均衡驅替。同時變排量注入模式會形成井底勢差交變，激動壓力場擴波及，在壓驅過程中宜采用階梯排量施工方式。

（2）注入量設計。牛35-42井，井段3079.6～3096.6 m，跨度17m/2層，通過模擬注入7000 m3、11000 m3、15000 m3，排量1.0 m3/min，1.2 m3/min，1.5 m3/min，模擬結果如圖所示，裂縫半長210/124m。

圖1 牛35-42壓驅裂縫模擬圖

表1 不同注入規模裂縫參數設計統計表

從注入量看，壓驅量從7000m3增加到15000m3，裂縫半長、裂縫帶寬均有所增加，但增加幅度不大，綜合考慮裂縫形態和投入費用，優選11000m3。

根據物質平衡方程公式推導，計算不同注采比、注水量與地層壓力恢復速度、時間的關系。當地層壓力數恢復到1.2，油井靜液面能恢復到井口，有油壓或略噴狀態。

水量設計方法：物質平衡方程+極限供液半徑計算方法，考慮適當放大巖石壓縮系數，和絕對孔隙度與有效孔隙度的差別，總量修正系數為1.05～1.1，由此計算壓驅注入水量。

（3）注入速度。通過理論計算，3200m油層，當管柱深度下深3200m時，排量大于1.56m3/min，產生的摩阻值為32MPa，排量1.2m3/min，產生的摩阻值降為19.8MPa，因此在實際注入過程中，根據管柱下入深度，優化注入排量，降低摩阻。

圖2 不同排量下的摩阻值

3.3 生產參數設計

壓驅過程中，物性差、注采基本不見效油井以及注采井距較大油井開井拉流線，壓驅燜井開井后，主流線方向見效極敏感井降參控液抑制含水上升速度，見效但注采不敏感井維持原參數生產，后期可根據井組內本井及鄰井生產情況適時調整參數；井距較大或者位于物性差注采基本不見效區域油井上調參數拉流線[1]。

3.4 方案部署及指標預測

（1）工作量部署。方案設計水井壓驅8井次，配套油水井監測工作量20井次（注水前緣測試8井次、油井毛細鋼管壓力測試12井次），涉及地質儲量396×104t，對應油井20口。

（2）指標預測。預計壓驅方案全部實施后，井組內油井平均產能上升1.2倍，預計三年有效期可增加日產油量2.02×104t，提高井區采出程度3.58%，提高采油速度0.34%。

4 現場應用及跟蹤評價

4.1 壓驅實施過程中的動態管理

（1）排量注入模式。排量注入模式會形成井底勢差交變，激動壓力場擴波及。利用“尖峰平谷”的階梯電價，分時段優化排量。

（2）結合動態監測的數據，通過油藏工程的計算動態調整水量。以牛35-42井組為例：假設油井泄油半徑不變的情況下，減小牛35-42與牛35-斜7井間阻流區計算水井所需最小注水量4.8萬，試劑注入3.7萬方，優化追加水量1.1萬方。

（3）全過程信息化跟蹤。建立壓驅跟蹤臺帳，注入井及鄰井動液面、壓力數據同步至手機app及電腦，適時推送壓驅進度，跟蹤總結壓驅效果并制定下步方案。

4.2 動態調控做法

（1）大井距井壓驅不停井拉流線。在壓驅過程中，注采井距大于300m油井不停井拉流線，取得較好效果。如牛35-斜32井，該井在水井牛35-5-斜2壓驅過程中一直開井生產，壓驅5天后液量由7.5t/d上升到7.7t/d。

（2）同一見效方向先開井距較遠井。如牛35-42井區油井牛35-斜6與牛35-5-斜4井兩井間夾角20°左右，制定開井政策時先開遠距離井牛35-斜6、后開近距離牛35-5-斜4井，開井后兩口井產能上升、含水下降，增油效果良好。

（3）壓驅后按照流線方向優化開井順序及時機。據壓驅過程中動液面恢復速度及恢復量確定井組流線方向，確定由次流線到主流線的順序開井。開井后實現了主次流線方向均能量上升、主流線含水穩定，次流線擴波及提產能。

4.3 壓驅總體效果

到2021年8月井區開油井15口，增油1t以上井11口，有效率73.33%，日產液量由壓驅前49.6t/dt升至97.8t/d，日產油量由36.6t/d升至73.5t/d，日增油36.9t，已累增油4522t。采油速度提高到0.67%，預計有效期達到方案效果。

5 結論與認識

（1）壓驅能快速恢復地層能量改善開發效果。

（2）壓驅過程中，油藏物性對壓驅效果的影響較大。

（3）大井距井壓驅時開井拉流線能擴大波及體積。

（4）壓驅過程中，注入排量對壓驅效果有較大影響。

（5）壓驅后可在近井地區形成微裂縫，起到解堵的作用。