五里湾D1 油藏控制注水应用效果及评价

刘小平，赵 娜，杨小鹏，谢依祎

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

1 油藏地质特征

1.1 构造特征

三叠系五里湾D1 油藏以岩性油藏为主，位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡的中东部，均为西倾单斜背景上由于差异压实作用形成的一组鼻状隆起，油藏构造比较平缓，坡降小，鼻隆的起伏形态和倾没方向与斜坡倾向近于一致，与上倾方向岩性致密带或泥岩相匹配，形成了良好的圈闭条件，对油气运移和聚集具有一定的控制作用。

1.2 地层划分对比

五里湾D1 油藏地层标志层特征明显，D1 层自上而下可以划分为D11、D12、D13，其中D11可以分为D111、D112，D12可以划分为D121、D122（或D121+2）、D123；D112、D121、D122是主要含油层系。

1.3 沉积相及沉积微相

五里湾D1 油藏三角洲沉积相，三角洲前缘亚相和前三角洲亚相，综合沉积学、古生物、地球化学、地球物理等标志，可以进一步细分为水下分流河道、河口坝、远端坝、席状砂、分流间湾、前缘泥、水下天然堤等沉积微相。

1.4 储层物性

D1 储层岩石颗粒细小，加之成岩后生作用，储层孔喉细微，物性差，平均孔隙度11%～13%，渗透率1.0×10-3μm2～2.0×10-3μm2。原始地层压力低，地饱压差小，天然能量贫乏，天然裂缝发育，但在地层条件下呈闭合状态。

2 D1 油藏试验区开发现状分析

2.1 开发现状

五里湾D1 油藏压裂试验区开井76 口，日产液320 m3，日产油136 t，含水57.5%，采出程度27.75%，采油速度0.73%；注水井开井32 口，日注1 301 m3，单井日注32 m3，注采比2.98，注水强度3.15 m3/（m·d）。

随着开发进入中后期，压裂试验区递减逐步增大，2018 年月均递减1.8 t，月度递减率1.24%。

2.2 地层压力逐步上升

试验区自2009 年起，随着注入强度提升，压力保持水平持续上升，2018 年压力保持水平达到118.5%，超过油藏合理压力保持水平90%～110%。

2.3 注采比持续升高

注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况，反映产液量、注水量与地层压力之间联系的一个综合性指标。合理的注采比是保持合理的地层压力，从而使油田具有旺盛的产液、产油能力，降低无效能耗，并取得较高原油采收率的重要保证。

自2009 年以来，试验区注采比持续攀升，2012 年实施加密后，由于老井产降，持续强化注水，单井日配注由32 m3上升到40 m3，注采比由1.7 上升到2.4 再上升到3.0。

2.4 水驱明显恶化

试验区一次井网完善后，水驱动用程度43.8%；2011 年加密井投产后，实施补孔、分注、调剖等措施，水驱动用程度由43.8%上升到49.6%，因老井产降大，持续强化注水，注水压力不断升高，裂缝开启，注水沿优势方向突进，水驱明显变差，整体表现为吸水下移，吸水厚度变薄，尖峰吸水严重，水驱动用由49.6%下降到46.6%。

2.5 含水上升速度加快

结合地层压力、注采比、水驱变化情况进行综合对比，自2011 年加密投产后，老井产降，持续强化注水，注入水沿高渗带突进，水驱恶化，动用程度由49.6%下降到46.6%，含水上升速度明显加快，含水上升率由3.7%上升到5.5%，压力保持水平由110.7%上升到125.4%，注采比由2.0 上升到3.0 再上升到5.52。分析认为注入强度增大，加速水驱恶化，造成含水上升，如何控制含水上升速度，降低压力保持水平成为首要之急。

3 控制注水应用效果及评价

针对压裂试验区因注入强度的持续提升导致的剖面恶化、含水上升加快问题，从根源着手，实施控制注水，降低注入强度，开展剖面治理，均匀水驱，控制含水上升速度，延长压裂试验区中含水期开采年限，提高采出程度。

3.1 控制注水实施情况

对综合开采曲线中含水上升率注采比进行综合对比，压裂试验区注采比在2.0 左右时，含水上升速度受控。当注采比＞2.0 时，含水上升加快，剖面持续恶化。结合井组实际生产情况，按照逐步控制原则，共计实施两次控制注水，具体如下：1 月实施控制注水5 井组，调整注水20 m3，调整后井组注采比由2.49 下降到2.30；同年4 月实施控制注水23 井组，调整注水81 m3，调整后井组注采比由3.08 下降到2.84。合计降水101 m3，实施后区块注采比由3.02 下降到2.53。

3.2 开展单砂体刻画研究，精细分层注水

依据井间砂体连通情况及沉积微相水驱特征，将D121划分为5 个层，对压裂试验区小层进行对比，结合小层对比情况，实施分层注水，提高水驱动用程度。共计对12 口井实施了层内分注，吸水厚度由7.21 m 上升到9.08 m，水驱动用程度由35.4%上升到44.5%。

3.3 实施“分注+堵水调剖”联作，综合解决剖面矛盾

实施分注后，吸水厚度上升明显，吸水比例得到均匀改善，层间矛盾得到缓解，层内矛盾演变为主要矛盾。按照矛盾综合治理原则，分注后及时实施堵水调剖，改善层内矛盾，均匀吸水。共计实施“分注+堵水”联作6 口井，实施后纵向水驱改善明显，吸水形态明显变好。

3.4 实施效果

控制注水前区块含水上升明显、递减增大，实施后月度递减由1.54%下降到1.40%再下降到0.85%；月度含水上升幅度由0.67%下降到-0.10%再下降到-0.58%，产液量由303 m3下降到283 m3再下降到263 m3，含水由60.1%下降到59.7%再下降到57.8%。整体表现为液量下降，含水持续下降，含水上升速度明显降低，效果较好。

平面上，区块中部液量下降，边部措施引效，液量上升，采液趋于均衡。含水上升受控、压力保持水平由118.5%下降到115.2%。水驱动用程度由48.0%上升到50.1%，区块开发形势向好。

4 结论及认识

（1）试验区实施控制注水后，动态上表现为油井液量下降，含水前期稳定，后期呈下降趋势，月度递减率由1.54%下降到0.85%，取得了良好的控水稳油效果。

（2）实施控制注水后，注入端压力降低，原有优势通道微裂缝闭合，结合分注、微球、堵水等剖面治理措施，均衡平面水驱，水驱储量动用程度由48.0%上升到50.1% 。

（3）试验区目前综合含水57.5%，开发进入中含水期，后期逐步下调单井配注量，持续加强剖面治理，控制含水上升速度，延长中含水期开发年限。

（4）五里湾D1 油藏开发进入中后期，含水上升控制愈发艰难，目前区域已整体开展周期注水及控制注水，并实施分注、堵水调剖、微球空泡两驱试验等水驱综合治理措施，水驱显著改善，含水上升率由4.4%下降到2.8%。但目前仍然存在诸多问题，如吸水下移现象不断增多，分注有效期短，水驱恶化周期短。针对此类问题，下步重点探索弱“轮注+分段堵水调剖”综合治理措施，均匀水驱。

（5）油藏开发是不断出现问题，解决问题的过程，作为油田开发的执行者，需时刻保持头脑清醒，敢于创新，敢于试验，对技术政策的适应性、可靠性进行全生命周期跟踪，客观评价，不断寻找适应不同阶段油藏开发的新技术新理论。