胡尖山油田胡154区精细分层注水效果分析

路向伟，张翠萍，李 超，苟永俊

(长庆油田第六采油厂地质研究所，陕西西安710021)

胡154区长4+5油藏属湖泊相三角洲沉积体系，主要储集砂体为水下分流河道，原始驱动类型为弹性溶解气驱，构造类型为东高西低的单斜构造［1］，储层层间隔层发育(图1)，各小层之间的隔层厚度平均值为7.25 m，小层内出现的夹层密度平均50.4%，夹层频率为平均为0.11条/m，层内夹层较为发育。储层孔隙结构复杂，以小孔细喉为主，孔隙度为 11.1%，渗透率为 0.36 ×10-3μm2，原油粘度 2.3 mPa·s，饱和压力7.65 MPa，体积系数1.211，气 油 比71.1m3/t，地层原油密度0.759 g/cm3。原油性质较好。

区块采用菱形反九点井网开发，井距520 m，排距130 m，共有油井总数585口，开井567口，平均单井日产油1.54t，综合含水42.4%，动液面1 747 m;注水井总井数202口，注水井开井202口，平均单井日注25 m3;地质储量采油速度1.12% ，采出程度 3.66% 。

平面水驱不均，区块出现 NE50°、NE85°优势见水方向，水驱效率低。剖面上隔、夹层较发育，层间吸水不均，区块水驱动用程度为70.2%。通过平面及剖面治理，地层压力逐步恢复，低压区面积进一步缩小，压力分布趋于合理。

图1 安167-20—安157-54井剖面图

1 注水开发中的主要矛盾

1.1 层间非均质性强，导致部分井组吸水不均

由于该区开发层位较多，隔夹层发育，层间非均质性强，易出现部分层段不吸水、吸水性差［2］，指状、尖峰状吸水等问题。统计2010-2011年测试吸水剖面测试资料，有51口井存在部分层段不吸水或吸水不均的问题，涉及109个注水层段，吸水层位53层，不吸水层位56层，占总体测试层位的23%，如安160-51、安162-25井吸水明显不均。由于层间非均质性，注入剖面表现出尖峰状吸水、底部吸水等现象。

1.2 水驱规律复杂，注水调控难度大

根据示踪剂监测结果可以看出，该区水驱规律复杂，见水方向呈现出多方向性，且开发层位较多，见水方向及层位难以判断，注水调控难度增大［3］。2010年区块有11口油井平均含水32.3%由上升至53.2%，表现为多个见水方向，控水难度较大。

通过注水调整，判断出 NE85°、NE50°两种见水方向。2010-2011年对胡154区块安176-23、安176-27等4个井组进行示踪剂监测，平均推进速度为19.2 m/d，且存在多个见水方向。

1.3 剖面层位多，层间非均质性强，压力不均

由于胡154区开发层位为5个小层，且层间隔夹层较为发育，层间压差也明显加大［4］，根据2010-2011年测试的4口井分层压力资料，层间静压出现明显压差，最明显的安159-42井，该井投产时间较早，目前上下层间静压相差6.42 Mpa(表1)。

表1 分层测压数据表

2 精细分层注水效果分析

2.1 分层注水政策的确定

2.1.1 分注的标准

胡154区平均油层厚度24.4 m，长4+5层间一般发育厚度2～4 m左右的泥岩或泥质粉砂岩隔层，层内发育厚度0.2～0.6 m的的钙质致密砂岩夹层，由于隔夹层发育，主要采取层间分注措施，同时结合注水井剖面吸水状况，确定分注层数。

2.1.2 分层注水政策的确定

胡154区有106口注水井实施分注，而油井均采取多层合采，油井单层产能难以有效确定，为了制定单层注水政策，需要弄清各小层生产情况，通过对比分析油层厚度、渗透率、含油饱和度与单井产能的关系，根据统计结果发现单井产能与K(渗透率)、H(油层)、So(含油饱和度)存在正相关性，依据相关关系，利用K(渗透率)、H(油层)、So(含油饱和度)计算单层产能［5］:

式中:Qi为单井i小层日产油量，t/d;Ki为单井 i小层渗透率，md;hi为单井i小层油层厚度，m;Soi为单井i小层含油饱和度，%;Q为单井日产油量，t/d;K为单井总体渗透率，md;hi为单井总体油层厚度，m;So为单井含油饱和度，%;α为修正系数，f;Yi为单井i小层日产液量，m3;Y为单井日产液量，m3;

根据单层动态变化情况，制定分层注水政策，其中长4+51层注水强度为 1.4～1.7 m3/(m·d)，注采比 1.7～1.9;长4+层注水强度为 1.6～1.8 m3/(m·d);长 4+层注水强度为 1.6～1.9 m3/(m·d);长 4+层注水强度为1.5～1.8 m3/(m·d)。

2.2 精细分层注水效果

根据细分层位结果，并结合剖面吸水状况［6］，2010年实施注水井分注60口，对应239口井产量由399 t上升到415 t，其中 98 口井见效，平均单井产能由 1.93t提高到 2.20 t，含水稳定，目前为26.6%。

2011年实施注水井分注46口，水驱动用程度由45.7%提高到72.6%，对应203口井日产油量由315 t提高到330 t，其中60口井见效明显，平均单井产能由1.83 t上升到2.17 t/d，油井含水稳定在 28.1% 。

2.3 精细分层注水取得的效果

2.3.1 水驱状况进一步改善

胡154区2010—2011年通过开展精细注水井分注工作，水驱控制程度由90.2%上升至92.4%，水驱动用程度由68.2%上升至70.2%，水驱效果得到明显改善。

2.3.2 地层能量逐步恢复

通过精细注水分层注水、精细注采调整，地层压力逐渐恢复，压力保持水平达到96.8%，与2009年相比，主向井地层压力由14.7 MPa上升至15.7 MPa;侧向井地层压力14.1 MPa上升至 14.9 MPa。

2.3.3 见效程度提高

2010～2011年胡154区新增见效井180口，其中2010年新增见效114口，2011年新增见效66口。见效后单井产能由1.13 t上升至1.67 t，动液面由 1 832 m上升至1 750 m。目前该区共有见效井363口，见效比69.3%，见效后单井产能由1.91 t上升至2.44 t，油井平均见效周期为333 d，见效程度提高。

2.3.4 递减减缓

通过开展注水井分注、精细注水调整工作，胡154区自然递减由2010年初的28.8%下降到目前的12.3%(图2)。

3 结论

(1)胡154区块开发过程中的主要矛盾是非均质性较强，导致层间吸水不均，层间压力差异性较大，影响开发效果;

(2)对于多层开发的油藏，由于部分油井出现“有采无注”的现象，实施补孔分注，完善注采层位，提高单层压力保持水平，是改善多油层开发效果的关键;

图2 胡154区2010-2011年递减对比图

(3)通过细分注水层位，实施注水井精细分层注水，区块开发效果得到改善，如水驱动用程度不断提高、压力保持水平逐步恢复、递减减缓。

［1］曾联波，郑聪斌.陕甘宁盆地区域裂缝成因及其地质意义［J］.中国区域地质.1999，18(4):391-396.

［2］李兴训.水驱油田开发效果评价方法研究［D］.西南石油大学.2006.78-79.

［3］朱圣举.三叠系特低渗透注水开发油藏技术对策研究及应用［J］.低渗透油气田.2007，14(3):67-69.

［4］李恕军，柳良仁，熊维亮.安塞油田特低渗透油藏有效驱替压力系统研究及注水开发调整技术［J］.石油勘探与开发.2002，29(5):62-65.

［5］尹洪军，张俊廷，等.应用灰色关联分析方法确定分层注水量公式［J］.数学的实践与认识.2012，42(13):94-98.

［6］程辰，朱玉双，等.木34区油藏开发技术探讨［J］.地下水.2012，34(5):145-147.

［7］裴承河，陈守民，陈军斌.分层注水技术在长6油藏开发中的应用［J］.西安石油大学学报.2006，21(2):33-36.