薄互層砂巖油藏分層調配效果提升方法

郭培培，陳 楠，張博文，李亦白

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

油田為多層砂巖藏，縱向含油段跨度約 500 m，劃分為49個小層，主力含油層系發育于新近系明化鎮組下段及館陶組。館陶組中下部為較典型的辮狀河沉積，館陶組上部為辮狀河-曲流河沉積，明化鎮組下段屬于曲流河沉積，儲層巖性為河流相沉積的陸源碎屑巖。儲層埋藏淺，滲透性較好，其中明化鎮為高孔-高滲儲層，館陶組下段為中孔-中滲儲層。初期采用一套層系籠統開發[1]，主力層水淹厚度比例差異大(0.7%～6.9%)，縱向各層壓力呈現超、虧間互存。目前，常用的分層配注方法主要有厚度、地系數和剩余油分布劈分，分注井層段配注合格率65.2%，注水井分注率為三類水平，傳統分層配注方法不適用于該油田。實施分層調配92井次，調配總層段341層，調配合格176層。按照配注量要求實施分層調配64口、層段合格率56%。其中55%井因管柱、污染等問題作業失敗，45%井作業成功、層段合格率80%。由于層段合格率較低，分層調配方案效果難以達到預期，需進一步提升效果。

1 分層配注方法研究

在油水井管理過程中，以“精細注水”為主線[2]，在傳統方法的基礎上，考慮多層砂巖油藏縱向層間壓力和水淹狀況，提出壓力及水淹差異化分層配注方法[3]。該方法以目前儲層動態狀況下產液能力比例作為縱向劈分因子求取各層產液量，基于地層壓力狀況及恢復速度要求求取各層注水量，進而對注水井進行分層配注。在實際研究過程中，以目前注水井為中心，與其有注采對應關系的油井組成注采井組，并基于目前注水井注水層段進行配注。

1.1 配注原則

1)合理控制注入壓力：注水井應在確保注水安全前提下配注，應考慮油藏特征、斷層發育情況、完井方式、固井質量、井筒結構、地面設施能力、地層破裂壓力及溢油風險等因素。

2)維持注采平衡：在維持合理地層壓力前提下，依據油藏生產動態特征，以現階段生產數據為配注基礎，確定注采比，維持注采平衡。

3)控制含水上升速度：根據生產動態變化情況，注水井應及時調整配注量，制定并實施酸化、分層調配、調剖調驅等治理措施，以協調平面上、縱向上的注采矛盾，控制含水上升速度。

1.2 儲層水淹及剩余油研究

根據油水井在鉆井、生產過程中所錄取的各項生產資料，主要有產液剖面、吸水剖面等生產測試資料及生產歷程等，結合油藏構造、儲層、沉積相等地質研究結果，通過上述資料綜合分析找出油層平面和縱向上的油水分布，從而確定剩余油富集區。這種方法即直觀又科學，被老區調整剩余油研究廣泛應用。

1.3 分層配注選井原則

能量充足，地層壓力保持水平相對較高，地層壓力大于90%原始地層壓力，井網完善，井組油水井數比小于2.5，吸水能力相對較高，可滿足井組產液需求，縱向吸水差異大，工程具備可實施性，要求井斜小于65度，必需為分注管柱和井筒密封良好。

2 分層配注方案實踐

2.1 基礎資料

基礎資料：井組信息、注水井分注層段、油井生產信息、油水井連通油井小層射開厚度表、油水井連通注水井小層射開厚度表，油井各層含水飽和度、原油粘度、小層超虧壓狀況及油井泵掛深度、壓力計計量流壓表。

2.2 合理產液量制定

由于部分油井完井方式不合理、開發過程中儲層污染等問題，造成油井產液能力低，油田實際的無因次采液指數低于無因次理論產液指數。對單井產液規律進行剖析，可分為三類：產液上升型、產液平穩型、產液下降型。因此，在進行產液量預測時，應按不同產液變化規律進行預測。 對于產液平穩型的油井，預測產液量維持現狀，以E1井為例，近兩年日產液穩定在 500.0 m3/d 左右，預測年日產液為 500.0 m3/d。 對于產液下降型的油井，結合油井酸化措施進行產液預測，預測酸化后產液能力達到理論值，例如E2井(圖1)，日產液自2022年7月持續下降，分層配注時考慮酸化解堵后潛力，預測后期產液 200.0 m3/d，按 200.0 m3/d 需求配注。

圖1 E2井產液能力變化

而對于未安排酸化的油井，按照目前產液趨勢進行產液預測。 基于以上分析，利用理論無因次采液曲線、結合含水上升率和目前實際日產液量對油田每口井的產液量進行了預測。

2.3 剩余油分布研究

根據剩余油研究，平面上明下段基本未動用，館上段平臺間、井網不完善區域、靠近斷層區域及油井間剩余油富集。 縱向上主力層采出程度高，但相對較大的儲量規模及較高采收率，主力層仍是縱向上剩余油最富集層位層內砂體多為正韻律，注入水沿油層底部突進；油層上部剩余油較富集。以預測的整井產液為基礎，結合各層儲層物性、水淹、剩余油、壓力、表皮系數等狀況進行各小層產液能力計算，作為產液量縱向劈分系數，得到各小層產液后，根據地層壓力恢復需求，確定小層注采比進而確定最終小層注水量。

2.4 地層壓力合理水平

開展地層合理壓力保持水平、合理壓力恢復速度等研究，明確注水需求，通過加強注水，保持地層能量。油田原始地層壓力 12.1 MPa，飽和壓力 10.7 MPa，合理地層壓力 10.9 MPa，油田地層壓力基本保持平穩，目前壓力 10.4 MPa。通過數值模擬方法以及油藏工程法，推薦合理地層壓力水平介于原始地層壓力和飽和壓力之間，為原始地層壓力的90.0%～94.0%，地飽壓差越小，保持水平越高，在確定了油田合理地層壓力之后，利用油藏數值模擬的方法進行了合理地層壓力恢復速度研究。推薦C油田各區塊的合理地層壓力恢復速度為0.3～0.4 MPa/a，推薦注采比1.05～1.15。對于超壓區的降壓，應在對正常生產影響最小化的前提下提高超壓層產液量、降低注入量，直至達到目標壓力，綜合產液量與減注量進而得到超壓層治理注采比(圖1)。

圖2 不同地層壓力狀況下合理注采比

考慮實際油藏和注采狀況的復雜性，在實際操作中應加強地層壓力監測，及時調整油水井平面和縱向產注強度。

2.5 配注方案實施

基于以上研究成果開展分層配注方案研究，實施分層調配92井次(含開關層和分酸后調配)，調配總層段341層，調配合格176層。按照配注量要求實施分層調配64口、層段合格率56%。其中55%(35口)井因管柱、污染等問題作業失敗，45%(29口)井作業成功、層段合格率80%，作業成功井中21口井見效，初期凈增油 148 t/d。

表1 分層調效果統計表

管柱腐蝕問題導致調配成功率低，存在層間竄流、出砂、結垢腐蝕直接導致注水井調配率低，配水器失效、不滿足配注導致注水井調配合格率低。綜合考慮油藏需求、工期及費用，安排實施24口，通過機理研究化學防腐及管柱材質優化提升，同時綜合考慮注水井井組動態油藏需求及工期，逐步治理剩余30口注水井。

3 分層配注提升方法

3.1 不合格層段分酸治理

分層酸化是油田綜合治理方案落地需求，實施調配方案前需充分研究層段吸水能力，提升調配效果。按照配注量要求實施分層調配64口中近1/3井的層段增注無法實現，需通過針對性分酸進行再次處理，根據分析油田平均吸水強度為 9 m3/d，部分井低于平均強度，單獨酸化后注水量明顯提升。

3.2 分層調配與其它措施配套連片實施

油田平面產液結構不均衡，同井組產液差異較大、存在平面注水無效水循環現象，影響平面注水效果。所以急需連片治理，2018年在加強注水、優化注水基礎上，從注、采兩端同時入手，開展產液結構調整。主要通過側鉆、卡層、大修、換大泵、提液等措施，進行平面產液結構調整。連片治理以穩油控水，達到治理區域矛盾目的。油井明顯見效，平均含水率下降1%，氣油比下降8.0，油井遞減明顯減緩，單井平均增油1～2方/天。

3.3 化學防腐及提升管柱材質，逐步治理管柱，提升分層調配成功率及效果

開展10口井在換管柱、大修后及時開展分層調配工作，分層調配層段合格率從治理前的52%提升至93%，效果顯著。

4 結論

1)大井斜、注水井管柱問題多，注水井分層調配合格率低，影響精細注水效果。

2)多專業結合大力推動分層調配工作，對于實施中發現的管柱問題井、配注不合格層段，采取“及時發現及時治理”策略，通過加大注水井換管柱、分酸、推動油井配套措施工作等措施，提高措施效果。

3)認識清楚的井組，進一步優化方案，連片開展分層調配、分層酸化、產液結構調整，精準治理層間及平面矛盾。