文西垒油藏深度水驱提高注水利用率

卜鹏虎

【摘  要】油藏开发的战略要求从以产量为中心变成了产量效益并重，但受油价的影响效益措施越来越少，单位成本持续上升，因此依靠新井、措施实现效益稳产面临严峻挑战，目前水驱技术仍是最经济、最有效、最成熟的油藏开发主导技术、水驱产量仍是最经济的产量。文西垒油藏已进入高含水开发后期，在水驱上存在的主要问题就是注入水低效循环、注水利用率低，针对存在问题，我们分别从平面、层间和层内进行研究，部署实施了治理方案，使文西垒油藏注入水低效循环的问题得到改善，开发效果明显变好。

【关键词】东濮凹陷;周期注水;流线调整;注采井距;孔隙度

一、油藏概况

文西垒区域构造位于东濮洼陷中央隆起带文留构造带西部，主要包括文209块和文38块。文209块是由文东断层、文西2号、文227等区域性大断层所夹持形成的复杂地垒断块，属于反向屋脊式层状断块油藏，含油面积2.2Km2，石油地质储量416×104t，可采储量182.81×104t，标定采收率43.94%。孔隙度在18.1-19.2%之间，平均渗透率50-60×10-3μm2，属于中渗复杂断块油藏。文38块呈北东—南西方向延伸的狭长地带，由于西倾大断层的作用，将文38块切割成几条长条状小断块，形成了一系列长条状反向屋脊式圈闭，含油面积4.4km2，石油地质储量338.16×104t，标定采收率36.69%，可采储量124.09×104t。

二、研究内容及成果

1、周期注水技术研究

非均质性储层在常规注水时低渗带和岩石基质吸水性差，或者不吸水;高渗带和裂缝系统吸水性强，注入水容易沿高渗带和裂缝系统向前突进，而不易波及到低渗带和岩石基质，油井见水快，含水率上升快，造成油井暴性水淹。

周期注水能有效的改善空隙性非均质油藏和裂缝性油藏的开发效果。对于文西垒块特别是文38块，由于受构造及井况的影响，大部分油井单向收效，井网完善难度大，周期注水作为一种主要的开发方式被广泛应用。因此我们对周期注水的注水方式和间注周期进行了深入研究，采用数值模拟与矿场实践相结合，探索最佳的周期注水方式和间注周期。

2、流线调整技术研究

对于强水淹区域，通过历史流线研究找出零星分布的剩余油是进一步提高采收率的关键，而传统流线研究的方法主要是通过统计劈分、数值模拟和示踪剂来进行，在流线研究的基础上采取老井措施调整与优化配产配注相结合进行挖潜，从而实现恢复老流线、构建新流线、堵截强流线、引导弱流线。

3、开展差层开发技术研究，提高层间注水利用率

层间上注入水低效循环，主要是因为非均质性和长时间的强注强采，导致注入水沿主力层突进，耗水差异逐步加大。从文209块近几年的吸水剖面看出，吸水层数和厚度都呈下降趋势，高耗水层越来越多。

本次主要针对渗透率级差和单段内砂岩厚度进行了研究，依据近几年井组治理实施效果经验而建立二三类层细分重组的技术界限：渗透率极差控制在5倍以内，单个注水层段内砂岩厚度不超过11米。

（1）合理注采井距

研究了中低渗透油田的渗流机理，确定了极限供油半径与有效驱替压差、储层渗透率、地下原油粘度的关系式：

渗流理论研究表明：合理注采井距应为水井极限注水半径与油井极限供油半径之和，并且极限供油半径（或极限注水半径）受有效驱替压力梯度的制约，而有效驱替压力梯度的大小与储层渗透率、流体的地下粘度有关。利用深层油藏岩心建立的有效渗透率与空气渗透率的关系为：

根据文209块生产资料统计，文209块有效驱替压差为10-20MPa，计算得出二三类层控制半径为75-130m，即有效注采井距为150-190m。

（2）合理注水强度

油藏数值模拟方法建立两层均质模型，注采井距180m，油井定压生产，水井定注水强度、最大井底流压注水，设计注水强度从1m3/m·d递增到10m3/m·d，共10个方案，通过模拟结果来确定油藏合理注水强度。

模拟结果显示，随着注水强度的增加，采出程度呈上升趋势，但在注水强度达到6m3/m·d以后，采出程度上升趋势变缓，分析原因主要是油藏实际注水达不到设计强度。因此，综合分析认为文209块二三类层合理注水强度应保持在5-6m3/m·d。

4、持续开展调驱和厚油层研究，提高层内注水利用率

层内注入水低效循环，主要是因为受非均质性及隔夹层影响，形成优势通道。对于由于层内非均质性及强注强采形成的优势通道，主要采取的治理手段是调驱，我们开展了大孔道测井识别技术研究来指导调驱措施井的选择，对于由于隔夹层影响导致层内动用不均的问题，重点对厚油层进行了研究。随着油藏开发的深入，开发的主要矛盾由层间、平面矛盾向层内矛盾转移，储层内部结构非均质性作为主导储集层水淹形式和剩余油分布复杂的核心地质因素而成为了开发地质研究的焦点和热点。深入剖析厚油层内部结构及其对地下流体运动的控制作用可以有效提高剩余油预测精度、更好地指导剩余油挖潜，对提高油田采收率、实现油田高效开发。

三、现场应用及效果分析

在以上技术政策研究的基础上，我们分别从平面、层间、层内三个方面采取治理措施，在文西垒块进行了部署实施。平面上通过实施周期注水、耦合注水、流线调整等低成本注水技术来扩大水驱波及体积;层间上通过精细分注调配来提高差层动用程度;层内则是通过调驱、选择性补孔等手段来进一步改善开发效果。

1、深入开展低成本注水工作

周期注水：根据研究成果，对本区周期注水的周期进行了优化，实行注2个月停4个月，取得很好效果，2019年周期注水明显增油井組5个，累计增油达1448t。典型井组38-53井组，油井38-62见效日增油达3.4t/d，累计增油750吨。

流线调整：流线调整技术作为高含水开发后期的一种有效的稳产、增产技术，我区从2016年开始实施，采用传统的采出量、注入量统计劈分的方法，在文15块S3上2（侧15-70、15-71）和文209块S3中2（209-11、209-66）区域实施流线调整取得较好效果。今年在过水倍数研究的基础上继续推广流线调整，在文15主块实施调流线、变强度井组32个，影响油井35口，累计增油575t。

2、精细分注调配提高水驱动用程度

在差层开发技术政策指导下，我们牢固树立多井≠多向、连通≠受效、射开≠动用的思想，通过精细分注调配来提高水驱动用程度，阶段实施措施7井次，增加水驱动用储量2.2×104t，累计增油717t。

3、通过调驱、选择性补孔等手段改善层内开发效果

在大孔道识别技术的基础上，实施调驱措施5井次，油井见效阶段增油达633吨。典型井276-2，油井234-1见效日增油达3.1吨，累计增油331吨。

通过方案的实施，使油藏在特高含水后期开发效果得到进一步改善，区块注水利用率提高，产油量、综合含水稳定。与去年同期相比文38块自然递减减缓7.13%，文209块减缓12.53%，稳产基础得到加强，开发效果明显改善

四、结论与认识

1、特高含水开发后期，提高注水利用率、减少无效注水，是改善开发效果的关键。

2、随着油藏开发的逐步深入，开发的主要矛盾也随之由层间、平面矛盾向层内矛盾转移，深入剖析厚油层内部结构及其对地下流体运动的控制作用对提高油田采收率、实现油田效益开发具有非常重要的理论和现实意义。

3、充分运用新理念、新技术，不断对传统方法进行改进与创新，是油藏持续稳产的有力保障。

参考文献：

[1]《特高含水期油田开发评价体系及方法研究》;2、《基于流线方法研究各向异性油藏水驱开发特征》。

（作者单位：中原油田文留采油厂）