彰武油田彰武2井区注水开发动态

闫梦(中石化江汉油田分公司荆州采油厂，湖北 荆州 434020)

0 引言

彰武油田地处辽宁省彰武县境内，彰武2区块位于彰武断陷中部，整体表现为西北高东南低的单斜构造，油藏类型为构造-岩性油藏。该井区纵向上含油层系多，属于常温常压、中孔、低渗、高凝普通稠油Ⅰ类油藏。油田早期投产方式以射孔为主，配合压裂改造，油层一般无自然产能，油井均需压裂投产。在井区开发一段时间后，油井产量递减较快，自然递减有加大的趋势，开发效果变差。为减缓井区自然递减，选取井区内一个井组开展动态分析及调剖、注热水等矿场试验，为下步井区整体调整提供依据。本文以ZW2-2-1井组为例，针对井组存在的问题，结合各油井生产情况、动态监测成果，采用动态分析方法，开展井组动态分析，提高井组产量。同时也具有为国内其他同类油藏提供借鉴参考的意义[3]。

1 井组概况

ZW2-2-1井组为彰武2井区中部核心井组，井组内各油井从2011年10月开始先后投产，其中ZW2-2-1井于2013年4月10日转注笼统注水，采用反九点法形成1注8采的注采井网，井组由天然能量开采阶段进入注水开发阶段，截至2014年4月调整前，井组日产油下降到16.8 t/d，含水上升到54%。从井区综合含水与采出程度关系曲线中也可以看出，随着采出程度变大，井区的综合含水逐渐升高，水驱开发效果明显变差。

2 井组问题

2.1 井组动态变化情况

该井组2013年4月转注ZW2-2-1井后，在注水开发早期油井表现出了2种不同的动态变化，从早期油井见效表中统计的结果可以看出，东西向油井ZW2-4-3井见效最为明显，液量上升5.6 t，油量上升4 t，其它井不见效或液量下降。且注水有效期短，含水快速上升，产量递减。在产量快速递减阶段(从2013年4月到2014年4月)，井组经过1年含水上升27%，产量下降19.6 t，动液面保持稳定，井组基本无稳产期。

2.2 井组问题分析

一是平面非均质强，油井动用有差异。按小层统计分析：彰武2井区小层平面渗透率级差为2.8-620.3，突进系数1.5-10.1，变异系数0.8-3.1，平面非均质性严重。

二是受人工裂缝影响，优势通道明显。首先从静态资料反应地应力及人工裂缝特征，通过统计彰武2井区内12口井38个射孔段裂缝监测统计，主裂缝方向30～95°和210～260°，平均62°和243°，最大水平主应力存在北东-南西和近东西两个方向。其次通过动态监测资料也反应了裂缝形成注水优势方向，依据ZW2-2-1井的示踪剂监测，明确了井组的连通对应关系，只有一口油井ZW2-4-3井见剂，ZW2-2-1井主要与东向的ZW2-4-3井连通性最好，井组注水优势方向明显。

三是层间非均质强，水井层间吸水差异大。根据ZW2-2-1井早期吸水剖面显示，各小层吸水不均衡，九佛堂Ⅲ砂组8小层相对吸水量最多，占比例62.4%，注水后出现单层突进，主力层九佛堂Ⅲ砂组7小层物性最好，但相对吸水量仅13.8%。层间矛盾突出，注水开发效果差。

四是油质差，水驱油效率低，单井产液量低。彰武油田目前注入水温度在30 ℃左右，使得储层温度降低，流温接近温度敏感区间。在低渗条件下，加剧了敏感区间对原油流动性的影响，水驱效果进一步减弱，增加了主力油层动用的复杂性。

3 调整对策

彰武油田ZW2井区为新投入开发区块，为提升区块产量，以深化油藏地质研究为基础，加强基础资料的录取，以完善注采井，提高储量控制程度为目标，以强化、细化注水为主要做法，依靠转注、强注、强弱间注为主要手段，结合调剖、分注等工艺技术，优化注采参数，逐步恢复地层压力，达到治理低效井、提高水驱开发效果的目的，减缓区块递减。

3.1 水井调剖封堵优势通道

由于储层非均质严重以及裂缝存在导致含水快速上升，影响注水开发效果，通过调剖封堵水窜通道，改善油藏非均质、封堵裂缝优势通道，从而达到改善水驱开发效果的目的。水井ZW2-2-1井进行调剖封堵优势通道，该井纵向上非均质性强，注水后出现单层突进，导致对应油井含水上升明显，2013年9月份对水井进行调剖后，注水压力明显上升。ZW2-3-2含水略有下降，另一口油井ZW2-4-3调剖见效，含水下降，油量明显上升。

3.2 老井重复压裂挖潜措施引效

对ZW2-1-1重复压裂进行老井挖潜措施引效。井组内新井投产时多数是大段合压，且油井液量低、井斜大，无法进行产液剖面测试，进一步加大了层间动用状况的认识难度，目前各层改造状况不清。通过2口井压裂高度监测结果显示，多层合压存在部分层未压开，主力层未得到有效改造。ZW2-1-1井九佛堂3-8号小层测井显示物性较好，且邻井产能均较高，但该井产量低，分析认为有可能是该层未压开，因此，开展单层二次压裂，进一步评价该小层合压时改造情况。单压后增产效果明显。该井合压稳定生产1 t/d，二次压裂后初期日产油由0.5 t/d上升至4.5 t/d，日增油4 t/d，累积增油470 t。

3.3 水井分注加强主力层注水

ZW2-2-1井根据2013年4月吸水剖面测试结果主力层J37吸水较差，对应油井见效不明显，2014年10月8日对该井进行油套分注，分注J37-8(1)和J38(2)、J42-3，加强主力层注水，提高水驱动用程度。分注后再次进行吸剖测试，主力层吸水明显变好，对应油井产量保持稳定。

3.4 水井分注加强主力层注水

对ZW2-2-1水井注热水矿场试验[1]。理论研究表明在注入水温度低于50 ℃时，粘度进入温度敏感区。井组注入水温度在30 ℃，储层温度降低，流温接近温度敏感区间；低渗条件下，加剧了敏感区间对原油流动性的影响，水驱效果进一步减弱，增加了主力油层动用的复杂性。通过ZW2-2-2井的粘温曲线也可以看出，随着温度降低，黏度增大，且在含水率小于50%时，随含水率的增加原油粘度增大。于是2015年4月以来先后对井区内3口水井进行注热水矿场试验。在注热水后没有对ZW2-2-1井进行吸剖测试，只对邻井ZW2-6-5进行了吸剖测试，对比注热水前后吸剖测试结果发现，在注热水后，吸水情况发生反转，注采对应较好的主力层JFT3-7小层吸水变好，相对吸水量由注热水前的12.1%提高到100%。非主力层JFT3-6/ JFT4-1小层由主吸水变为不吸水，证实了注热水试验的有效性。

3.5 调整效果及认识

井组经过这四部分的调整后，整体取得了一定的效果。调整前日产油16.6 t，产量呈指数递减，月递减指数为0.036。调整后初期日产油20.0 t，产量呈指数递减，月递减指数为0.029，递减趋势变缓。

图1 ZW2-2-1井组调整前后对比曲线图

4 结语

该井组动态调整取得的认识主要有以下四点：(1)东西向小井距油井，有效驱动压差小，且为裂缝方向，易见效，南北部井裂缝不发育，有效驱动生产压差大，见效差[2]；(2)水井为压裂后转注，针对裂缝方向水淹的现象，采用调剖措施是解决注水平面突进，改善吸水差异的有效手段；(3)油套分注不能满足细分注水的需要，仍需要进一步细分注水，达到层间挖潜的目的；(4)低渗透高含蜡稠油油藏储层冷伤害大，削弱水驱效果，增加了主力油层动用的复杂性，通过注热水改变吸水剖面，提高主力层水驱动用程度，改善水驱开发效果。

建议下步在明确彰武2井区油藏注水开发存在的主要问题基础上，以效益开发为目标，重点围绕“改善水驱效果和节能降耗”开展以下工作：(1)持续开展动态监测，摸清平面层间出力状况，支撑井组优化调整；(2)动态监测资料认识基础上，优选措施井，提高单井产能；(3)根据开发动态精细注采调配，改善水驱效果。后期考虑优选井组调流场和注采耦合相结合，东西向油水井摸索注采耦合周期注水。关停东西水线优势通道上油井时，水井注水，让水线沿南北切线方向推进。