七棵树油田低渗透储层改善注水效果分析

陈晓微，李明松

(1.中国石化东北油气分公司勘探开发研究院，吉林长春 130062；2.中国石化东北油气分公司十屋采油厂)

1 注水存在的问题

七棵树油田构造上整体为一个北东高西南低的单斜构造。沉积微相主要为扇三角洲前缘的水下分流河道。目的层为沙河子组，平均油藏埋深2100 m左右，平均孔隙度为10.92%；平均渗透率为6.97×10-3μm2，为低孔特低渗储层。受沉积微相影响储层平面非均质性和层间非均值性均较强。

七棵树油田开发过程中受注水跟不上开发进度、边部物性差注不进水、储层非均质性强等影响，出现累积地下亏空大、注水突进现象严重、注水波及体积小、储量动用不均匀、油井产量递减幅度大等一系列的问题，严重影响了该区的注水开发效果。

(1)注采井网不完善。10井区北部混合井网区域，由于井距过大，存在储量无法控制的情况。

(2)注水时机滞后。该区的23个注采井组，开发方案论证应采用超前注水方式开发，但受产建进度制约，仅有4个井组实施超前注水，另外19个井组均滞后半年左右注水，还有部分水井受物性影响一直注不进水，导致该区油井投产后初产相对较低，产量递减幅度大。

(3)压力保持水平低。在该区开发方案中，利用数模对该区压力保持水平进行优化评价，优化结果是将地层压力水平保持到原始地层压力的1.2倍左右开发，可以获得最好的开发效果。该区投入产建以后受注水现状制约，实际压力保持水平很低，2010年该区压力保持水平为原始地层压力94 %， 2011年6月份该区压力保持水平仅为原始地层压力的33%，目前该区压力保持水平为原始地层压力的50%。

(4)物性差的区域注不进水。该区的注水实践证明，当注水井段渗透率小于0.8×10-3μm2时，注水井段在最大井口注入压力小于25 MPa时注不进水，而该区注水管柱设计承受的最大压力是25 MPa(常压)，受地面工程条件的限制，该区共有水井23口，其中常压下能注入水的仅有12口，不到总注水井数的60%。

(5)层间矛盾突出。通过对该区动态监测资料进行分析，常压下可注入水的水井12口，其中测过吸水剖面的共有9口，仅有2口吸水相对均匀，另外7口吸水存在严重的单层突进现象，吸水多的层位相对吸水量在80%～90%之间，吸水少的层位相对吸水量在10%～20%之间，而该区油井产液和水井吸水对应关系好。由此可见该区层间矛盾突出，纵向上储量动用不均匀。

(6)平面矛盾不可忽略。受沉积微相控制，平面上位于河道中部的油水井砂体厚度大，地层连通性好，物性好，日产油量及日注水量大。往河道边部到席状砂部位砂体厚度变薄，地层连通性差，物性差，常压下存在注不进采不出现象。平面矛盾突出造成储量在平面上的动用极不均匀。

2 改善注水措施

2.1 完善注采井网井位效果分析

针对10井区北部混合井网区因为井距过大而储量无法控制的情况，通过数值模拟选择压力平衡区部署完善注采井网井位3口。初期平均单井日产油7t，目前这3口油井投产近两个月，几乎保持稳产，其中10-16井产量呈现上升趋势。截至2014年1月2日，这3口井累产油1 920 t,新增动用储量8.7×104t。

2.2 超前注水井组效果分析

针对该区早期的滞后注水井组对应油井投产后产量递减快，稳产期短等情况，在该区4个井组实施超前注水，并对该区超前注水井组和滞后注水井组的生产情况进行对比，发现超前注水在该区开发中存在两个明显的优势：

(1)超前注水较滞后注水油井初期递减小，稳产期长。10P1井和8P1井都处于砂体核部，两井所处部位砂体厚度和物性相当。10P1井对应水井超前注水1个月，保持初产稳产一年，而8P1井滞后12个月注水，水井投注时该井原油脱气严重，没有稳产期，产量递减幅度大，投产9个月后产量降为初产的38.8%，折算成年递减44.8%(见表1)。

表1 不同注水时机生产效果对比表

(2)在一定的时间界限内，超前注水的时间越长，油井初产提高的幅度越大。10P1井超前1个月注水，投产初期产量与8P1井相当，提高幅度不明显。8-21井与8-2-1井都位于砂体边部，砂体厚度和位置相当。 8-21井对应的注水方式为超前20个月注水；8-2-1井于对应的注水方式同步注水。8-21井常规测试后投产初期日产油7.88 t；8-2-1井压裂测试后投产，初期日产油5.33 t， 8-21井初产是8-2-1井的1.48倍，提高幅度比较明显。

2.3 有效解决压力保持水平低带来的问题[1-3]

针对压力保持水平低而带来油井脱气、产量递减过快的问题，适当提注补充地层能量，并适当缩小生产压差，避免了油井脱气现象，减缓了油井产量递减。

8P1井投产的前9个月里，一直没有能量补充，投产的第4个月就开始脱气，产量递减幅度大，折算为年递减44.8%。针对这一现象，及时对邻井8-1井进行转注并适当缩小该井生产压差。截至目前，该井在水井注水后的14个月里产量一直保持相对稳定，递减幅度低，折算成年递减仅有10%，不到初期年递减的1/4。

2.4 周期增注效果研究[4-7]

鉴于七棵树油田平面和层间非均质性比较强，采取高压和低压交替注水的方法增注。将一个注水周期分为升压的半个周期和降压的半个周期，在升压的半个周期里，高渗层压力升高比较快，高渗层(区)压力高于低渗层(区)压力，此时注入水进入低渗层(区)；在降压的半个周期里，高渗层压力下降比较快，高渗层(区)压力低于低渗层(区)压力，低渗区的油水在压差作用下进入高渗区从而被采出，提高水驱波及系数，进而提高采收率。

采用这个原理，在该区常压下难注入水的11口注水井中，选择相对独立的7口注水井进行增注实验。在高压半个周期里注水压力28 MPa左右，低压半个周期里的注水压力为8 MPa左右，选择4个月为一个注水周期，其中2个月为高压周期，2个月为低压周期。目前该区增注试验取得较好成果，平均单井日增注5 m3左右，对应油井单井日增产0.5t左右。

2.5 分层注水效果分析

针对该区吸水存在单层突进现象，选择了北部的1井组和8-5-1井组实施分层注水试验，目前已初见成效。2013年7月选择了4口进行了分层注水， 8-4-2井所对应的2口水井都进行了分注作业，分注前主要吸水层位为同一个小层，该小层相对吸水量为78%，为主要动用层。水井分注5个月后，这2口水井的吸水量相对均匀，两个小层的相对吸水量均为50%左右，8-4-2井也呈现明显的见效趋势，平均日增油0.5 t左右，对应的油井产量递减明显变缓。

2.6 平面矛盾得到有效缓解

针对该区储层平面非均值性强的问题，在该区产建和完善注采井网及注水的过程中都充分考虑如何减缓平面矛盾，减缓水平井产量递减幅度，有效控制水平井综合含水上升速度。主要采取了以下几个方面的措施。

(1)在水平井第一个压裂点附近300 m以内，先期不部署油井，尽量减缓井间干扰。

(2)针对水平井特殊的渗流方式，尽量不在水平井根部部署水井或者尽量降低根部注水，加强趾部注水，力求减缓水平井水淹速度。

在保证不影响采收率的情况下，上述措施将对应水平井投产初期的年递减控制在10%以内，在投产的前2年时间里成功将水平井的综合含水控制在20%以内。

3 结论及建议

(1)建议在低渗透储层可先部署水井超前补充能量进行开发，超前注水时机可通过数模模拟出最优压力保持水平后，视实际注水情况确定。

(2)对于压力保持水平低造成油井脱气而带来产量递减过快的问题，宜适当提注补充地层能量，并适当缩小生产压差。

(3)高低压不稳定周期增注技术可以增加注水量，扩大体积波及范围，提高采收率，对开发非均值性强的低渗透油藏有很积极的推进作用，值得推广应用。

(4)对于该区层间矛盾比较突出的区域，建议先对水井进行分层注水，若分层注水效果不好，再考虑分层采油。

(5)该区水平井开发技术取得较好效果，既有效控制了产量递减，又有效限制了含水上升速度，减缓了平面矛盾，提高了采收率，值得在相关领域推广使用。

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