河南油田泌125区V油组水驱综合调整的方法探讨

李恭元 贾令寒 吕永帅 曹孝存 孙浩

摘 要：普通稠油注水开发区块，由于油层非均质性严重，平剖面矛盾突出，水油流度比大，地层压力分布不均匀，高含水油井越来越多，稳产难度加大。下步要进行完善注采井网，堵水。改善水井吸水剖面，适时动态调配，确定合理注采比，改善注水开发效果。

关键词：原油粘度；平剖面矛盾；注采井网；动态调配

1 开发简况

古城油田泌125断块自1987年7月B125井开始常规试采以来，经历了常规降压、蒸汽吞吐、热水驱试验、表面活性剂驱先导试验、注水开采五个阶段。由于该区非均质严重，各油层平均渗透率变化在0.29-3.18um2之间，纵向级差达14.4，热水驱阶段水窜现象严重，水窜方向与汽窜方向一致。2007年6月至今进行常规的水驱开发。常规降压开采阶段由于无能量补充，油井产能递减快，平均年综合递减率为21.7%。蒸汽吞吐阶段由于油层物性差，纯总厚度比低，油藏埋藏较深，热损失严重，使整体开发效果较差。

2 开发过程中遇到的主要问题

2014年泌125区Ⅴ油组正常开井39口，井口日均产液531.2吨，日均产油53.1吨，含水90%。开发过程中存在的主要问题是：

2.1 主力层水淹严重，调剖效果不理想

2014年泌125区V3层调剖4个井组：4707、4607、4310、4110从调剖前后吸水剖面对比看，Ⅴ3吸水还很大，大孔道没有封堵住，增油不明显，水窜依然严重。

2.2 断层屋檐下井区注采关系不完善

从小层平面图上看：G4304、G4107处在断层附近，见图1，由于两油井周围无注水井对应，使周围油井处于降压开采，油井产能很低，多数油井依靠间开生产。

图1 断层屋檐下古4304、古4107井小层分布图

2.3 储层非均质严重，水驱开发中平剖面矛盾突出

由于非均质严重，造成纵向上水井层间吸水差异大。根据泌125区Ⅴ油组的11口注水井中的9口注水井吸水剖面资料统计，共有69个井层，总砂厚195.3米，其中不吸水24层，厚度63.9米，分别占总层数和总厚度的35.8%和32.7%，吸水层6层，分别占总层数和总厚度的9.0%和8.4%，吸水中等层16层，分别占总层数和总厚度的31.3%和34.2%，不吸水和吸水差两者合起来，总层数30层，占总层数的44.8%，厚度80.3米，占总厚度的41.1%，注入水在纵向上沿高渗层Ⅴ32、342突进，在平面上沿高渗带指进，造成了油层动用不均匀，使Ⅴ21、2、3Ⅴ31与Ⅴ51未得到很好动用。

3 改善单元开发效果的途径及效果评价

针对泌125区V油组原油粘度高，油水流度比大，油井较密（井距），注入水窜流严重。2009年主要以提高产量为主线，紧紧围绕提高地层能量、提高地层压力，控制合理的注采比在1.15-1.25间，防止水窜流的发生，充分发挥主力层的主力拿油作用。在水井调剖没有效果的情况下，2009年主要通过注水结构调整（转注、调配）和产液结构调整（油层改造、加深泵挂等），使产能由年初的57吨上升到峰值84.8吨，产量目前保持在78吨左右，综合调整效果明显，主要做法：

3.1 完善注采井网

通过四口水井转投注（G4304、G4107、GXB1254、GXB1251），使井网较完善，对应5口油井见效，液量、动液面上升明显，目前日增油8.2吨。

3.2 结合区块的沉积特点，对低渗透注水井实施压裂改造

G4707、G4110、G410井组V3层水窜严重（油井大部分堵水生产V4.5层，08年堵水7口，2014年堵水3口），水驱动用程度高，V4.5层物性较差，绝大部分不吸水，水驱动用程度较低。是制约着泌125区水驱油藏提高采收率的瓶颈，后经过多次论证分析，结合沉积相的沉积特点，2014年对能量不足、物性较差、有注水对应的6口井进行压裂改造，截止到2014.12.31，累计增油2049.3吨，措施后日增油11.5吨，含水下降3.1个百分点，措施效果较好。

3.3 优化动态调配，努力提高注水利用率

2014年泌125区Ⅴ油组油井根据不同的需要共进行调参20口井，24井次；区块产能上升了9.1吨/天，含水下降2个百分点。并进行11口井22井次的水井动态调配，经过油水井的动态调整，不仅提高了泵效，而且，对改变井下液流方向、抑制水窜的发生，起到较好的作用。通过油水井的动态调整，2009年见效明显的油井13口，区块产能上升了13吨/天，效果较好。

3.4 运用机械堵水措施，封堵高渗层，发挥低渗层的产油能力

泌125区V3层水窜严重，为了发挥低渗层的产油能力， 2014年对G4707、G4110、G410井组实施机械堵水措施，措施后初期日增油2.2吨，目前日增油3.2吨。通过对整个125区常采的泵挂及油层中深做一对比，发现有两口井的泵挂还有一定的加深空间，措施实施后，获得了一定的效果，日增油1.1吨。

4 单元调整效果的总体评价

截止到2009年12月初，泌125区常采井通过产液结构调整，（Ⅴ油组实施油井改造6口，调参20口井，24井次，加深泵挂2口井）日增产能23.5吨，当年措施增油2682吨。又通过注水结构调整：限制高渗层注水量，加强潜力层注水，（转投注4口井，动态调配11口井22井次，完善注采对应）日增加注水量235方，目前V油组注采比保持在1.3左右。常采区块产能由年初的57吨上升到峰值84.8吨，产量目前保持在78吨左右，综合调整效果明显。如：2009年11月V油组注采比表1。

表1 2009年11月V油组注采

5 结束语

（1）古城油田泌125区Ⅴ油组开发中存在的主要问题：油水流度比大，平面上和剖面上矛盾突出，使水驱油效率低，高含水油井多，是整个单元采油速度低。

（2）高含水主力层仍是调整开发的主要对象，非主力层具备进一步提高开发效果的潜力。

（3）综合调整的对策实施后，层系的综合含水下降，递减减缓。层系的采收率提高了1.63个百分点，为类似的油藏的开发提供了一套挖潜模式。