注水油田提高采收率技術研究與應用

王維

中國石油遼河油田公司 遼寧 盤錦 124010

1 研究背景

L區塊構造上位于遼河盆地西部凹陷北部，主力開發目的層為沙河街組沙三段蓮花油層，含油面積9.5Km2，地質儲量2000×104t，標定采收率32%，可采儲量640×104t。L區塊地質儲特征復雜，整體構造形態為多條斷層形成背斜構造，沉積特征為扇三角洲前緣亞相，儲層呈現中孔中滲特征，平均孔隙度18.5%，滲透率100mD，平面上儲層發育連續性差，砂體尖滅、透鏡體特征頻繁出現，縱向上層間非均質性較強，縱向滲透率極差10～30，加上斷層發育影響，注采井網控制難度大，水驅儲量動用程度低[1]。

至2020年12月，區塊共有油井200口，開井150口，注水50口，注采井數比1∶4，日注水量2500方，日產液量2632噸，日產油量250噸，綜含合水90.5%，采油速度0.45%，地質儲量采出程度29.5%，可采儲量采出程度92.2%，水驅儲量控制程度77.0%，水驅儲量動用程度56.5%。

2 開發中存在問題

整體來看，L區塊進入“特高含水、高液量、高采出程度”三高開發階段，開發中存在問題主要有三方面：

一是主力層動用程度高，產量遞減快。根據儲層物性、含油性、厚度及產能特征等指標，將儲層分為I、II、III三類，其中I類儲層為主要開發對象，開采程度高，水淹情況較為嚴重，多數井實施堵水、調層等措施，導致水驅動用儲量減少，儲采失衡矛盾突出，產量遞減速度快，年自然遞減率30%以上，穩產難度大。而II、III類儲層儲量占總儲量35%，儲層物性、連通性較差，注水開發效果不明顯，基本處于是天然能量開發階段，產量呈“墜崖”式下降，區塊開發形勢嚴峻。

二是剩余油分布規律認識不清，無法滿足精細開發要求。L區塊I類儲層主要為水下分支河道微相，連通程度高，開發時間早，采出程度大，水洗程度高，剩余油分布復雜。根據2020年新井取心資料，I類儲層1級水淹厚度占比53.5%，2級水淹厚度占比35.5%，3級水淹厚度占比11%。II、III類儲層基本處于非主力沉積微相內，沉積變化快，寬度小，措施挖潛效果差，剩余油“甜點區”無法確定[2]。

三是井下技術狀況復雜，套損、落物井數40口，基本處于關井停產狀態，造成注采井網欠完善，破壞原有注采平衡，加劇注入水水竄程度。

3 技術對策研究

3.1 精細刻畫剩余油分布規律

對于多年注水開發油藏，摸清地下剩余油存在狀態，才能明確措施挖潛及開發調整方向。為此通過建立區塊地質模型，開展精細油藏描述[1]，從宏觀、微觀角度出發，對剩余油分布特征進行研究，其中I類儲層剩余油主要有三種類型：

一是主力河道橫向相變非均質滯留區，主要表現為主河道間注入水未波及剩余油、河道邊角剩余油、砂體尖滅邊緣剩余油三種模式；二是斷層切割帶剩余油，主要分布在斷層上盤；三是儲層韻律性剩余油，蓮花油層屬于正韻律性儲層，底部高滲帶水淹嚴重，含油飽和度20%～25%，頂部低滲區主要為3級水淹，含油飽和度在40%～50%之間，剩余油富集[3]。

對于II、III類儲層，儲層物性、連通性差，剩余油分布類型主要有兩種，一是厚度小的薄砂體，呈現砂泥互層狀特征，砂體厚度多在1.0～1.5m，物性、泥巖夾層在0.2～0.5m，單控儲量小，剩余油連片分布；二是局部發育小透鏡體，主要受斷層控制，砂體厚度2～3m，分布范圍30～40m，具有一定儲量規模，基本處于天然能量開發階段，剩余可采儲量較大。

3.2 分儲層優選開發方式

對于I類儲層，前期注水見到較好增油效果，后期因儲層非均質性、采出程度高等因素水淹嚴重，平面上注采井間、注入水未波及區域、斷層切割帶等剩余油富集[2]，為此提出重構注采井網恢復注水開發思路，輔以注采井別互換、化學調剖調驅、正韻律儲層措施挖潛等，提高注入水波及體積，改善水驅油效果，主要技術手段如下：

一是注采井網優化，根據油藏達西滲流理論，結合相關經驗公式，確定I類儲層合理注采井距為250m。二是建立油藏無因次采油強度與井底流動壓力關系曲線，整體來看，當地層壓力在25MPa時，生產井流動壓力在14MPa出現拐點，因此確定合理的井底流動壓力13～15MPa。在此基礎上，結合剩余油分布規律，重構區塊注采井網，新轉注10口注水井，注采互換3口井，水驅儲量控制程度提高至82.0%。

二是正韻律儲層剩余油挖潛。根據巖性、物性、電性特征，對I類儲層內部隔夾層進行識別，細分頂部韻律層，實施全井段擠灰重新射孔、選擇性射孔等手段，挖掘頂部韻律段剩余油，共實施35口井，日增油100噸，階段累增油2.5萬噸。

三是對I類儲層實施調驅，堵塞注采井間優勢大孔道，迫使水線改變方向，提高II、III類儲層相對吸水量，挖掘剩余油潛力。經統計，先后對10個注水井組進行調驅，平均注水壓力上升2.2MPa，水線推進速度由10.5m/d降至6.5m/d，表明水竄通道得到堵塞，綜合含水下降5.5%，日增油50噸，階段累增油1.2萬噸，預計可提高采收率1.2%。

對于II、III類儲層，針對平面上沉積微相變化快、縱向上層多、厚度小等問題，根據測井曲線響應特征，細分隔夾層類型，主要發育物性和泥質夾層，在此基礎上，對韻律層的微相類型進行分析，建立測井曲線形態與沉積微相關系，重新繪制II、III類儲層沉積微相圖，建立相控小河道注采井網，轉注老井8口，增加水驅控制儲量70萬噸，一線油井日增油50噸，階段累增油1.5萬噸，水驅儲量控制程度提高至85.5%。

3.3 注水井組細分重組，提高水驅儲量動用程度

L區塊儲層非均質性較為嚴重，儲層變異系數0.8以上，導致注水開發中層間、層內矛盾突出，同一注水井段內各小層及同一小層不同部位吸水不均，水驅儲量動用程度低，為此實施注水井段細分重組是精細注水調整的關鍵技術。

通過數值模擬分析，滲透率極差直接影響水驅采收率，即極差越大，水驅采收率越低，且不同含水階段，需要控制的滲透率極差不同[3]。在低含水量水階段（含水小于20%），同一注水井段各層滲透率極差控制在6～7之間，中含水階段（含水20%～60%）滲透率極差控制在5～6之間，高含水階段（含水60%～90%）滲透率極差控制在4～5之間、特高含水階段（含水大于90%）滲透率極差控制1～4以內，要結合射孔情況、隔夾層發育情況，合理優化封隔器位置，最大程度減少同一注水井段內各小層滲透率極差。

以某井為例，其注水井段內共有8個小層，各小層間隔夾層發育，均可下封隔器實施分注，前期實施二級三段分層注水，即1～3、4～5、6～8三段，各段滲透率極差分別為6.9、6.5、7.1，遠超出理論值，導致各段內小層間吸水嚴重不均，具體如圖1所示。

圖1 注水井段調整前吸水情況圖

為改善縱向上吸水狀況，2021年6月實施注水井段重組，將1～2、3～4、5～6、7～8細化三級四段注水，各段滲透率極差分別為2、1.1、1.2、1.3，各層吸水狀況得到明顯改善，相對吸水量趨于平衡，具體如圖2所示。

圖2 注水井段調整后吸水狀況圖

3.4 利用側鉆、壓裂等手段，挖掘剩余油潛力

為進一步改善注水開發效果，在剩余油分布規律重新認識基礎上，對套損井、落物井、低產低效井實施側鉆，完善注采井網，提高油井利用率，實現儲量有效動用。同時對于儲層物性差長期注水不受效油井，實施壓裂引效，提高單井產能。另外，對于局部有注無采井網，實施油井調補層、堵水上返等措施，完善注采對應關系，提高水驅儲量控制程度。2021年以來先后實施側鉆、壓裂、調補層等措施45井次，措施有效率93.3%，日增油120噸，階段累增油2.8萬噸，效果顯著。

4 實施效果

通過上述技術研究，L區塊注水開發效果得到明顯改善，日產油量由250噸上升至400噸，綜合含水由90.5%降至87.5%，水驅儲量控制程度由77%提高至85.5%，水驅儲量動用程度由56.5%提高至75.5%，2021～2022年產量遞減趨勢得到有效控制，如2022年自然遞減率為10.5%，綜合遞減率為5.2%，達到歷史最低水平。按照目前注水開發效果，利用甲型水驅特征曲線、童氏圖版及相關經驗公式預測水驅最終采收率為34.5%，高于標定采收率2.5%，水驅油效率大幅度提高，實現精細注水目的。

5 結論

L區塊注水開發過程中存在主力層動用程度高、產量遞減快、剩余油分布規律認識不清及井下技術狀況復雜等問題，影響整體注水開發效果。

從宏觀、微觀角度出發，對I、II、III類儲層剩余油分布規律進行刻畫，其中I類儲層主要有主力河道橫向相變非均質滯留區剩余油、斷層切割帶剩余油、儲層韻律性剩余油等三種模式，II、III類儲層剩余油主要集中在厚度小的薄砂體和局部發育小透鏡體中。

針對各類儲層制定合理的開發方式，其中I類儲層主要為重構注采井網、正韻律儲層剩余油挖潛及深部調驅；II、III類儲層主要細化沉積微相，建立相控小河道注采井網，實現水驅儲量有效控制。

建立不同含水階段滲透率極差界限，指導注水井組重組，改善縱向上各小層吸水狀況，提高水驅儲量動用程度。

利用側鉆、壓裂、調補層等措施手段，完善注采系統，進一步改善注水開發效果。

（6）本文在注水油田提高采收率方面取得成果及應用，可為同類型油藏提供借鑒經驗。