复杂断块注水技术研究与应用

张雅竹

摘要：近年，在开展精细地质研究，进行地质特征再认识，落实油藏微构造、沉积微相、储层发育规律和剩余油分布规律。综合评价注水影响因素，开展室内岩芯配伍性实验分析，储层伤害评价、储层敏感性及入井流体配伍性测试的基础上，编制了8个复杂断块油藏的注水实施方案，针对不同的问题及潜力，创新注采调整思路，积极推进“全面注水向优选部位注水、多层注水向主力层段注水、单一介质向多种介质组合注水、直井注采向直井与水平井组合注采”四个转变，推广“一对一”注水、多级细分注水、增压注水、深部调驱、直井水平井组合注水等配套注水技术，注水见效增油3.79万吨，提高了水驱采收率，注水开发效果得到明显改善。

关键词：复杂断块;注水技术;研究与应用

中图分类号：TE347

前言：LH盆地东部凹陷北部地区的NJ、QLT和CYT油田内部被断层切割形成了多个典型的复杂断块油藏，主要地质特征表现为：①构造复杂，断块破碎;②含油气层系多，油水关系复杂;③储层物性差异大，非均质性强;④原油物性差异较大，有稀油，也有常规稠油。

一、复杂断块注水技术研究与应用

1.直井注采向直井与水平井组合注采转变

针对C1和C4块天然能量不足，油层单一且较薄，直井控制储量小，投入开发后，压力和产量下降快的现状，开展直井--水平井组合注水。在区块部署了新井11口（直井6口，水平井5口）、转注6口（直井转注5口，水平井转注1口）。实施后增加水驱储量173.03×104t，区块日产油由11t上升至37t，采油速度由0.23%提高到0.74%，有4个井组见到较好注水效果，对比见效油井见效前后产量，日产油由26.5t上升至68.6t，日增油42.1t，阶段累增油1.0478×104t。

如C1块，探明含油面积1.14km2，石油地质储量35×104t，发育油层厚度仅2.0m，平均渗透率仅3.89×10-3μm2。由于单砂层厚度薄，且油藏低渗，因此油井投产后产量下降快，其中C1-H1井于投产后生产4个月后即低压低产不出关井，阶段采油1826t。针对区块油层薄、产量下降快的生产特点，确定以直井注水+水平井采油的开发方式实现注水开发，一是针对地层压力下降较快的情况，先后转注了3口井补充地层能量，进行直井注水+水平井采油开发;二是针对C1块注水见效后，含水上升快，注入水突进形成水流通道的问题，根据示踪剂、吸水剖面和微地震水驱前缘监测结果，在2口井优选弱凝胶体系实施化学调驱，通过上述工作，对应油井先后三次见到较好注水效果，日产油由2.5吨上升到16.8t，累增油4968t。

2.多層注水向主力层段注水转变

针对复杂断块油藏纵向上储层发育较多，层间矛盾突出的问题，积极开展纵向上吸水剖面的优化，由原来的多层注水向确保主力层段注水转变。一是优化注水分注工艺技术，提高分注合格率;二是优选主力层段实施增压注水。

优化注水分注工艺技术，提高分注合格率。共实施多级细分注57井次，对比普通分注管柱，水嘴一次投捞成功率由80.0%提高到 92.8%，分层测试合格率由73.5%提高到90.2%，启动吸水层421.5m/117层，限制注水层433.5m/122层，水驱储量动用程度由51.84%上升至59.21%，对应有7个井组7口油井见到注水效果，日产液由118.2t上升至155.1t，日产油由25.7t上升至48.7t，含水由78.3%下降至68.6%，阶段累增油1804t。

优选主力层段实施增压注水。N7块动用含油面积2.98km2，石油地质储量491×104t，主力含油层位为沙二段，油藏埋深-2950.0～-3500.0m，储层平均孔隙度11.41%，平均渗透率5.66×10-3μm2，泥质含量为5.4%。针对区块储层物性差、注水压力高的问题，一是对注水井开展防膨措施4口，降低注入水对地层的伤害。二是优选主力层段开展注水井二次压裂3口，达到改造储层的目的。三是采取地面高压增注措施4口，将注水压力提高到26MPa，提高储层吸水能力。通过上述工作，增加吸水厚度119.3m/37层，水驱储量动用程度由44.2%提高到45.3%，新增注水见效油井8口，日增油19t，阶段增油3592t。

3.全面注水向优选部位注水转变

针对复杂断块油藏进入高含水开发时期，采出程度高，剩余油高度分散的情况，深化油藏基础地质研究，落实油藏微构造和剩余油分布规律，，以注采井组为单元，实行“一对一”点状注水，完善局部注采系统。分别在4个块实施24个井组，控制油井24口。对应有10个井组10口油井见到注水效果，日产液由186.0t上升至270.4t，日产油27.1t上升至86.1t，综合含水由85.4%下降至68.2%，阶段累增油1.093×104t。如N25井组，通过复注对油井实施“一对一”点状注水，通过重组层段加强东营Ⅱ油组的18～22号层注水，4月中旬阶段累注水6574m3后，对应油井见到较好注水效果，日产油由6.1t上升至23.8t，含水由65.2%下降至30.8%，动液面由-636m上升至-87m，阶段累增油1087t。

4.单一介质向多种介质组合注水转变

针对部分区块储层发育厚、连通性好、隔层不发育、分注条件差的现状，开展深度调驱技术，提高水驱储量动用程度。实施区块覆盖含油面积7.12km2，石油地质储量1709×104t。截止目前共实施注水井调驱58口，控制油井142口，实现了聚合物分子内交联，进入地层深部。调驱前后对比：一是调驱区域油井日产油由101t上升至114t，综合含水稳定在89.5%，增油5315t;二是日注水量由551m3增至1140m3，注采比由0.56升至0.97;三是油水井利用率提高，油井利用率由64%提高到70%，注水井利用率由43%提高到64%;四是吸水剖面得到改善，启动吸水层111.9m/36层，限制注水层202.3m/51层;五是水驱储量动用程度提高，由47.50%上升至54.89%。

5.创新注水管理模式，完善注水监控机制

一是建立“三点一线”管理制度，实现注水全过程管理。“三点”即注水水质、注水压力、注水量三个参数控制点，“一线”即指污水站→注水站→配水间→注水井一套系统流程，并在制度落实上从“抓源头、促中间、保终点”上细化每一个环节。

二是建立“分段控制、分级达标”水质分区处理制度，确保水质合格。在污水处理系统中采用“分段控制、分级达标”管理办法，便于及时、准确查找原因，排除故障。

三是坚持 “三个一”注水工作制度，深入注水研究与分析。在注水日常管理中认真执行“每周一分析、每月一总结、每半年一评价”的“三个一”注水工作制度，确保注水工作的实施效果。

二、注水开发效果评价

1.油藏水驱储量增加

通过持续的注水调整，当前开发趋势稳定并向好的方向发展，油田预测上一年可采储量为1767×104t，水驱采收率为18.9%，目前水驱可采储量为1963×104t，水驱采收率为21.0%（标定采收率为19.4%），可采储量增加196×104t，采收率提高2.1%;

2.主力区块地层压力稳定

通过转注、复注和补层等措施进一步完善注采井网和注采对应关系，8个区块地层压力稳定或上升。

3.油藏注水利用状况有所好转

根据存水率与采出程度关系曲线显示，累积存水率曲线向标准线靠拢，表明注水整体利用状况好转。

三、结语

（1）通过对复杂断块油藏地质特征的再认识，重新建立地下认识体系，为注水调整提供了准确依据。

（2）在复杂断块油藏积极推进注水开发“四个转变”，推广“一对一”注水、多级细分注水、增压注水、深部调驱、直井水平井组合注水等配套注水技术，可以明显改善注水开发效果。

（3）“直井+水平井组合注水”技术应用取得较好的效果，配合实施弱凝胶体系化学调驱可有效控制油井含水上升速度。

（4）完善的注水管理体制和有效的监控管理，是保证注水方案实施的关键。

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