特高含水期精细水驱技术研究与实践

李韬 石乔木 董晓玲

（1.长江大学 湖北武汉 430100；2.中国石油吉林油田公司 吉林松原 138000）

特高含水期精细水驱技术研究与实践

李韬1石乔木1董晓玲2

（1.长江大学 湖北武汉 430100；2.中国石油吉林油田公司 吉林松原 138000）

扶余油田西5-8区块为裂缝性中高渗透砂岩构造油藏，开发历程近50年，经历了溶解气驱、注水、三次规模化加密调整5个开发阶段，至2012年区块水驱开发效果变差，注采矛盾突出、无效水循环严重。通过单砂体刻画、水驱规律、剩余油、井网适应性及注采结构评价等方面进行精细水驱论证，创新实施双井点细分注水井网模式，细分注采层段优化，有效实现了高渗储层控水，中低渗储层扩大波及体积注采结构优化调整的目标，区块日产油量由19.9t上升至31t，含水下降，大幅度提高了采收率。

特高含水;单砂体;双井点;注采层段;精细水驱

前言

西5-8区块为裂缝性中高渗透砂岩构造油藏，油藏埋深300 m～500 m，平均孔隙度25.8%，渗透率186×10-3μm2。自1965年投产以来，经历五个开发阶段：一是以200 m井距、正三角形基础井网溶解气驱方式投入开发，初期产量高，随后产量开始下降，地层压力迅速下降，产量递减快；二是部署东西向水井转入注水开发，产液量、注水量快速增长，地层压力回升，随着注水开发大批油水井套变，注水沿东西向裂缝推进，造成油井暴性水淹，含水上升快，区块大幅度降产；三是开展油井排加密，开采目的层由主力油层向中低渗透层转变，含水上升较快，措施增产量明显下降，导致油田产量下降；四是加密调整再稳产阶段，形成两夹多井网，井况、井网、注水、地面系统等问题日益突出，导致含水上升加快，产量递减加大；五是形成规模线性密井网二次开发阶段，初期取得显著的效果，区块产量上升，综合含水下降。至2012年产量开始迅速下降。区块共有油水井56口，油井40口，水井16口。平均单井日产液10.5 t/d，平均单井日产油0.4 t/d，综合含水96.2%。区块处于特高含水开发阶段，综合含水高达96.2%，水驱效果较差，年采油速度0.3%，采出程度达到32.4%，自然递减高达21%；含水上升快，近年综合含水上升率0.8～4.3%，预测采收率34.5%，剩余可采储量少。优化注采井网，加强注采结构调整、改善层内注采状况，搞好注水调配、加强平面调整已成为特高含水期挖潜的重要途径。

1 精细水驱可行性研究

1.1 单砂体刻画研究

西5-8区块扶余油层发育稳定，扬大城子油层局部发育，扶杨油层平均钻遇有效厚度19.0 m。按沉积旋回扶余油层划分为4个砂组13个小层，纵向平均钻遇24个单砂体。主力层分流河道砂分布广泛，平均宽度280 m，且发育河道数目较多，不同成因砂体基本连片。

复合河道内不同期次单砂体交错叠置，存在不渗透或低渗遮挡层，而叠置模式决定了有效夹层的发育和纵向上的连通关系。一二砂组纵向上单砂体以切叠叠加发育为主，夹层发育规模小；三四砂组砂体纵向叠置方式复杂，夹层较发育，垂向上砂体厚度较薄介于2～8 m之间，叠置模式以对接式、切叠式为主。在单砂层内部，渗透率变异系数一般为0.4～0.6；突进系数一般为1.5～2.5，级差特征均值为15左右，属于中等非均质性。分层注水是开发非均质多层砂岩油藏的主体技术，高含水期层间矛盾突出，为了对薄、差层进行深度挖潜，细分层注水成为必然。

1.2 隔夹层刻画研究

三角洲沉积背景下隔夹层在前积和垂向加积模式下形成，检查井取芯观察，层内夹层以泥质夹层为主，呈条带状、集中发育。隔层以钙质和泥质为主。平面上夹层呈水平分布，且横向展布范围广，隔夹层发育稳定，但夹层相对较薄，隔层平均厚度为2.85 m，钻遇率62.2%，夹层平均厚度0.8 m，钻遇率81%；隔夹层发育频率较高，叠置关系复杂。近年来发展了细分注水技术，封隔器在分段隔层厚度1 m的条件下就能实现细分层注水和压力测试。

1.3 水驱规律及剩余油分布认识

区块开发初期主要受东西向裂缝影响，东西向油井受效明显，易发生水淹水窜现象。进入高含水开发后期，密井网条件下长期注水冲刷，油藏储层孔隙结构发生了较大的变化，储层非均质状况不断恶化，平面和纵向优势通道发育明显，导致层间、层内矛盾突出，无效水循环严重。平面上矛盾突出，注水易突进，注采受效不均衡，示踪剂显示密井网条件下顺主河道及近井地带绕流严重，整体上受效方向并不规律，顺物源方向略有优势，改变水驱方向潜力大。

对不同时期取芯井含油饱和度、水淹水洗变化规律研究得出区块正韵律储层底部高渗层驱替较强，厚层顶部及隔夹层上部的中低渗储层动用较差。检查井取芯岩芯观察及分析结果显示各层虽底部水洗较重，但顶部剩余油较好。

不同储层受物性及隔夹层影响，水洗差异大，油层底部高渗层水洗较重，饱和度优势不再明显，不同物性储层剩余油饱和度趋于平均，但剩余油仍富集于渗透率80×10-3 μm 2以上的中高渗储层。长期注水冲刷后，孔隙中形成连续水相，一些附着于孔道壁的原油不易被水驱走，形成油斑或油膜以孔表吸附为主，水驱难度大。而占比例40%以上的中渗储层主要以簇状、孤岛状、粒间以及孔表吸附赋存为主，正韵律储层的厚层顶部及受隔夹层保护动用较差部位是精细水驱主要挖潜对象。

1.4 单砂体井网适应性评价

线性井网基本适应总体水驱规律。但单砂体钻遇层位较多、叠置关系复杂，局部基于单砂体注采关系仍有进一步完善空间，从西5-8区块单砂体平面分布图上看，复合河道细化后的单砂体变化快，局部注采不完善，区块单井受效分析得出受效2个方向及以上的采油井按小层统计井数占总井数的80%，按单砂体统计井数占总井数仅为53%。以单砂体为单元完善注采系统、加强分层注水是高含水后期的主要稳油控水技术。

1.5 注采结构适应性评价

扶余油层多期河道的频繁迁移和切叠作用，是导致吸水差异的主要原因。纵向储层物性、跨度等原因，导致层系、层间存在较大产液差异。平面上产液不均衡，暴露局部井网不适应和注水政策不合理。统计区块水井平均分注段数达4.2个，分注4段以上的占比64%。纵向平均钻遇24个单砂体，不同期次单砂体交错叠置，按原井网4-5段分注统计，注水层段内单砂体个数达5个以上。油水井分层测试资料显示（图1），层内和层间产吸剖面差异大，层内层间动用储量差异大，可见区块通过注采系统调整改善开发效果提高水驱采收率的潜力大。

图1 吸水产液剖面状况图

1.6 注水层段组合及注采参数优化

利用数值模拟技术对注水层段组合及注采参数进行了研究，使层段划分、组合由定性到定量转变，在最优采液速度为8%，最佳注采比为1.0的条件下扶余油层I+I I砂组和I I I+I V砂组分注最优。提高吸水厚度是层段组合的重要指标，数值模拟研究得出要使注水层段内吸水厚度比大于80%时，要求层段单卡层数小于3个，有效砂体动用厚度小于4 m，动用砂体极差小于2。因此严格控制新老井动用厚度及层段数，保证注采对应性，实现精细水驱，达到提高采收率的目的。

2 方案设计及实施效果

2.1 试验区井网优化部署

综合前述研究成果，开展西5-8区块进行精细注水试验，总体上按照“水井分注、油井合采、细分注水”的思路进行部署。为完善平面单砂体注采井网、纵向两套水井实现细分注水，在原线性井网基础上，在原油井排补充井点，在水井排两水井间加密水井形成五点法面积注采井网，且水井部署成双水井点，最终形成100 m×87 m的五点法注采井网方式（图2）。共部署调整井39口，其中油井7口，水井32口。双水井点数达23个。

图2 西5-8试验区井网转变图

2.2 分层注采方案设计

注水层段划分原则是：按砂岩组划分，层段内油层物性接近，且不超过3个小层；层段间有良好的隔夹层，满足封隔器要求，注水井层段数不超过3个，即两级封隔器。

依据水井钻遇储层情况确定新老水井组合方式，当新水井钻遇杨大城子油层时则注下部，老水井注上部；反之新井注上部，老井注下部，每套控制在4段以内（图3）。

段内选取夹层发育较好部位下封隔器细分；层系划分以Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ/Ⅳ、Ⅴ划分为主，部分井Ⅰ、Ⅱ/Ⅲ、Ⅳ划分；水井射孔原则以动用油层顶部、中低渗油层为主，依据夹层和结构面对高含水层进行避射；老井细分后，控制强水洗层注入；油井动用原则是新井剩余油富集层全层压裂为主，底部水洗很重，顶部剩余油富集层以复合射孔为主。

2.3 实施效果

实施后区块新增注水井点9个，油水井数比由2.37降至1，纵向注水段数由103段细分为154段，实现了两套水井分注，建立和加强新水井与老油井之间的注采关系，弱化老油水井之间的注采关系，避免优势通道干扰，水驱控制程度由89.2%上升为93.4%。坚持点弱面强宏观注水政策，实施平稳、低强度注水。控制高含水部位无效注入、实现注水量向薄差层和动用较差部位转移。通过细分注水调控，产吸结构得到调整、延缓了水淹水窜发生。剖面分析显示[8]纵向吸水比例由66%增到74%，下部强吸水比例减少12%。

区块试验取得了显著的开发效果，区块2014年4月恢复注水后产液量稳步上升，目前产液量已恢复到调整前，并一直保持平稳；日产油量由调前19.9 t/d上升为目前的31 t/d，彻底扭转了区块年递减21.8%的产量下滑局势，并且区块原老井受效明显，日产油量由19.5 t/d上升为28.4 t/d，预计采油速度由0.3%提升为0.5%，含水由96.2%下降为目前的93.3%，取得良好的增油控水效果。预测采收率提高了6.9%，最终采收率41.4%。

3 结论

（1）油藏单砂体、剩余油的精细刻画，是实现中高渗注水开发油藏在特高含水期实现精细水驱的基础。

（2）部署双水井进行井网重组的模式是对传统做法的突破，是实现该类油藏精细水驱的保障。

（3）精细注采结构调整实现了注采层段、井网的重新匹配，解决了平面、纵向注水矛盾，有效改善了开发效果。

（4）精细水驱是注水开发油田特高含水期稳产及提高采收率的关键技术。

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