超低滲油藏低效注水區塊節能增效應用研究

顧建軍，王平平，毛 煜，孫 毅

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710018）

1 概述

A 區位于鄂爾多斯盆地某油田中部區域，構造位置位于陜北斜坡中北部。地表為100～200 m 厚的黃土覆蓋，地形復雜，溝壑縱橫，梁峁參差，地面海拔1 400～1 800 m。屬于典型的超低滲油藏區塊，常規注水開發呈現出注水難見效、見效即水竄、水淹的特點。經過長期的傳統水驅，油井普遍低產低液，開發效果逐年變差，達不到經濟有效開發的要求。2019 年8 月以來通過調整開發思路，改變開發方式，試驗、擴大到規模應用注水井周期注水，采油井實施規模間開，通過不斷探索和優化周期注水制度，達到了降水穩油提效益的目的。

1.1 油藏及開發概況

A 區動用含油面積為22.3 km2，動用地質儲量為823.3×104t，于2009 年開始規模建產，2011 年區塊初步建成，平均油層厚度12.1 m，視孔隙度14.6%，視滲透率0.7 mD（物性分析化驗滲透率0.5 mD），含油飽和度48.5%，原始地層壓力15.3 MPa，飽和壓力6.0 MPa，屬超低滲油藏[1]。中部定向井區采用480 m×150 m 菱形反九點井網面積注水開發，東北部及西南部采用水平井開發。A 區2013 年開始含水率逐漸上升，平均單井日產能0.66 t，含水率66.6%，2014 年11 月開始區塊產液量、總產油逐漸下降，目前平均單井日產能0.42 t，含水率62.27%，年產油量1.47×104t。

1.2 主要開發矛盾

A 區歷經13 年的開發，主要存在有效驅替系統難建立、水驅矛盾突出、低產低效井比例高、采油速度低、經濟效益差等矛盾和問題。

A 區初期高注水強度開發，注采比5.5，注水強度2.2 m3/（m·d），動態裂縫開啟并不斷延伸，注入水沿裂縫單向突進導致主向井水淹，側向井注水不見效長期低壓低產，水驅利用率低，噸油耗水量長期保持在20 m3以上（最高階段達到27 m3），共有見水井41 口，其中主向水淹井方位為NE42°，共計30 口，占比73.2%。

截至2022 年12 月，區塊采油速度僅0.18%，采出程度4.13%，預測動態采收率15.2%，低于同類型油藏及標定采收率（18.6%），平均單井產能僅0.42 t/d（最低階段0.38 t/d），共有長停井46 口、低產低效井60 口，占開井數的61.9%，經濟效益差（該類油藏操作成本與單井日產油量呈負相關關系，與綜合含水率呈正相關關系，目前單位成本1 287 元/噸）[2]。

2 周期注水機理及方案確立

周期注水也稱間隙注水或不穩定注水，是周期性的改變注水量和注水壓力，在油層中形成不穩定壓力狀態，引起不同滲透率層間或裂縫間流體相互交換，有效解決非常規注水對高含水率期開發的需求[3]。

2.1 周期注水機理

周期注水階段，當注水量增加，高滲層升壓快，在附加壓差的作用下，部分流體由高滲層流入低滲層。當水井停注，高滲層降壓快，在反向壓差的作用下，部分流體從低滲層流回高滲層被采出[4]。

對國內外相關文獻進行調研，發現研究方法主要有兩種，國外在20 世紀60 年代就開始數值模擬方法研究與國內在“九五”期間開展室內巖心實驗。

蘇聯的全蘇石油科學研究院從20 世紀60 年代對周期注水進行了定義，并通過數值模擬，系統研究周期注水效果的影響因素，重點開展了儲層非均質性、儲層連通程度、周期注水時機、注水量變化幅度、注水壓力的變化頻率五個方面的理論研究[5-8]。模擬表明：

（1）儲層的非均質性越強，周期注水效果越好（但周期注水效果與非均質性不是一條嚴格的單調曲線）；在高滲層的油層厚度相同的一組油層情況下，儲層的非均質性越強，自注水開發以來的累計采油量比的最大值越大；在油層的高滲層滲透率值相同、低滲層滲透率值相同的兩種不同情況下，儲層滲透率的變化直接影響周期注水的效果。

（2）連通性越好，周期注水見效持續時間越長，增油量越高；當φ=0 時滲流條件最好，φ=0.5 是滲流發生的極限值；非均質性相同時，隨著連通程度的下降，周期注水效果減弱；連通程度相同時，非均質程度越強，實施效果越好。

（3）相對于注水突破時間，周期注水實施的越早，見效后持續時間長，增油比例高，見效曲線呈拋物線特征；相對于注水突破時間，周期注水實施越早，地層交互滲流發生越徹底，油田累計增油量越大；實施越晚，增油幅度下降。

（4）注水量變化幅度越大，周期注水效果越好；頻率越大，交滲流量及壓力變化幅度越大，但沿地層傳遞的距離短；頻率越小，交滲流量及壓力變化幅度越小。

中國石油大學（北京）在2018 年以項目的形式開展周期注水研究，通過數值模擬，重點研究周期注水驅替機理、影響因素、實施參數。研究認為，周期注水過程中多種力交替作用，包括驅替力、毛管力、黏滯力、流體彈性力等，通過建立數值模擬概念模型，分析各個力的作用機制：

（1）注水期主要有兩個比較明顯的變化過程。①高滲、低滲壓差大，驅替力為動力，毛管力為阻力；②高滲、低滲壓差較小，毛管力為動力，滲吸起作用，驅替力變弱（圖1）。

圖1 周期注水驅替與含水飽和度關系圖

（2）停注期主要有三個比較明顯的變化過程。③高滲、低滲壓差較小，毛管力為動力，滲吸作用強；④高滲、低滲壓差較大，彈性作用強，毛管力為阻力；⑤高滲、低滲壓差較小，毛管力為動力，滲吸作用強（圖1）。

2.2 周期注水方案確立

通過前期對國內外周期注水的機理及適應條件調研，認為A 區適合周期注水開發，主要表現在四個方面：

（1）油藏非均質性強。主力開發小層長4+522-1，夾層分布頻率0.14～0.15 條/米。夾層分布密度0.07%～0.08%。通過對滲透率級差、突進系數、變異系數統計表明，A 區油層組層間滲透率非均質性強（表1）。

表1 A 區油層組層間滲透率非均質性統計表

（2）油層連通性較好。主力層長4+522各小層砂體連片分布，范圍廣，砂體平面連續性較好。

（3）巖石表面潤濕性為親水性。

（4）剩余油豐富，開展時機好。地質儲量采出程度4.13%，可采儲量采出程度22.30%，剩余油豐富。

3 實施效果

分析表明A 區適合周期注水，2019 年8 月開始周期注水試驗，經過不斷總結、調整、完善，逐步形成了較為成熟的開發技術。共分為四個階段（表2）：

表2 A 區不同階段周期注水實施效果統計表

第一階段探索試驗：2019 年8 月開始試驗增/減式周期注水的適應性；

第二階段擴大試驗：2020 年4 月-2020 年12 月擴大周期注水范圍，并開展不同周期注水方式、注水周期和注水量變化幅度試驗；

第三階段參數優化：2020 年9 月-2021 年11 月結合效果優化參數；

第四階段推廣實施：2022 年4 月-2022 年10 月覆蓋全部定向井區注水井。

3.1 開發效果

3.1.1 探索試驗階段 2019 年8 月開始，在北部及中部常規注水效果減弱區，按照井組含水率高、采油速度慢、采出程度低、油量遞減大的原則，選擇了17 個典型井組開展增/減交替、幅度10～20 m3、周期15 d 的4 種不同制度的周期注水適應性礦場試驗。截至2020 年3月，通過對實施前后不同注水制度的階段平均月度遞減、平均月含水率上升速度、見效率、增油、降水情況以及噸油耗水情況進行對比。

3.1.2 擴大試驗階段 2020 年4 月開始，根據第一階段效果在北部及中部區域繼續擴大增/減交替、幅度10～20 m3、周期15 d 的三種注水制度10/30 m3×15 d、20/40 m3×15 d、30/40 m3×15 d 分別新增1、3、2 個井組，合計6 個井組。截至2020 年8 月，通過對實施前后不同注水制度的階段平均月度遞減、平均月含水率上升速度、見效率、增油、降水情況以及噸油耗水情況進行對比。

2020 年5 月開始在區塊南部為主開展開/停交替、幅度40 m3、周期30 d 的探索試驗10 個井組。對應采油井26 口，截至2020 年12 月，實施前后對比，階段平均月度遞減由6.9%下降到-5.5%、平均月含水率上升速度由1.1%下降到-1.2%，見效17 口，見效率65.4%，噸油耗水量由24.4 m3下降到16.0 m3，減少無效采出水943 m3，累計增油737 t。取得了突破性效果。

3.1.3 參數優化階段 2020 年9 月開始，根據第二階段效果在中部區域繼續擴大增/減交替、幅度10 m3、周期30 d 新增10 個井組。對應采油井35 口，截至2021年4 月，實施前后對比，階段平均月度遞減由2.6%下降到0.9%、平均月含水率上升速度由-0.4%上升到0.6%，見效16 口，見效率45.7%，噸油耗水量由12.5 m3下降到9.7 m3，控含水效果不明顯，無顯性增油。通過進一步分析，該區以兩層分注井為主，10/20 m3增減式注水在平均單層波幅僅5 m3，根據“注水量變化幅度越大，周期注水效果越好”的原理，效果較差。

2021 年5 月開始，針對第一階段和第三階段出現的10/20 m3×30 d 增/減交替式周期注水效果不明顯以及第二階段0/40 m3×30 d 開/停交替式噸油耗水量偏高的問題，調整為0/20 m3×30 d 和0/30 m3×30 d 兩種開/停交替式周期注水。其中：

0/20 m3×30 d 開/停交替式實施12 個井組，對應采油井30 口，截至2021 年11 月，實施前后對比，階段平均月度遞減由1.0%下降到-2.3%、平均月含水率上升速度由1.1%下降到-1.1%，見效21 口，見效率70.0%，噸油耗水量由13.1 m3下降到7.6m3，減少無效采出水365 m3，累計增油275 t。

0/30 m3×30 d 開/停交替式實施17 個井組，對應采油井47 口，截至2021 年11 月，實施前后對比，階段平均月度遞減由0.2%下降到-1.4%、平均月含水率上升速度由0.6%下降到-2.3%，見效25 口，見效率53.2%，噸油耗水量由11.3 m3下降到9.3 m3，減少無效采出水1 140 m3，累計增油286 t。

3.1.4 推廣實施階段 通過對前期不同注水方式、不同注水量變化幅度、不同注水周期（頻率）進行了相關性分析，分析認為開/停交替式整體效果好于增/減交替式；注水量變化幅度越大，周期注水效果越好；目前試驗的兩種頻率中30 d 效果相對較好，能起到明顯的增油降水效果。綜合考慮噸油耗水量和含水率上升風險等因素后，將開/停交替、幅度0/20 m3、周期30 d 的注水制度在全區推廣，并于2022 年4 月開始實施至今，截至2022 年12 月效果較好且穩定。

3.1.5 開發效果總結 2019 年8 月以來，周期注水在A 區的實踐應用，充分表明該區適宜實施周期注水，合理的注水方式和注水參數能有效改善開發效果。周期注水前后對比，除井組動態變好、油井遞減明顯下降、油井見效、顯性增油、降水之外，主要開發指標地層壓力保持水平小幅上升（由61.4%上升到62.2%）（圖2），含水率與采出程度關系曲線右偏移，動態采收率從13.0%提高至15.2%。

圖2 A 區地層能量狀況對比圖

4 結論及認識

（1）A 區開發矛盾突出，傳統水驅已不能滿足效益開發，通過前期對國內外周期注水的機理及適應條件調研，認為A 區完全具備實施周期注水開發的條件。

（2）通過現場實踐和不斷的優化調整，周期注水作為一種經濟有效的常規注采調控技術，在A 區適應性較好，多項指標表明能有效改善開發效果，提高原油采收率，并能有效降低能耗、提高油藏開發效益。

（3）就目前開發現狀而言開/停交替式周期注水適應性相對增/減交替式效果更好，注水量的變化幅度相對大時，油水置換程度越高，有利于提高水驅效率。