老区精细注水对策研究及应用

王荣娟

摘 要：针对老区L01块调驱效果逐渐减弱、日产油下降的问题，通过进一步细化基础地质认识，落实每个井组的连通关系，对区块实施了分区域、分井组、分层位的综合调整，利用侧钻、大修、转注、复注等手段进一步完善注采井网、注采对应关系，提高水驱储量控制程度，同时加强分注、动态调配注并结合二轮调驱，缓解平面、纵向矛盾，扩大水驱波及体积。区块日产油由70t上升至104t，自然递减率由22.5%下降至14.6%，下降7.9%，阶段累增油0.85×104t。

关键词：地层对比研究;分区域主力;提高采收率

1 实施背景

L01块位于辽河盆地东部凹陷北部、牛居-青龙台断裂背斜构造带的南部。区块自2010年针对北部主力层位S32I5开展深部调驱，见到明显效果，日产油由初期的38.9t上升至64.9t，但后期日产油下降，调驱效果逐渐减弱，主要受两方面因素影响，一是地层出砂影响，因地层出砂，注水井注不进以及套管变形等问题严重，油水井井况差，利用率低，油井利用率仅63.0%，水井利用率仅48.4%，造成局部注采系统不完善。二是受储层非均质性影响，层间动用差异大，层间矛盾突出，调驱初期虽层间矛盾得到缓解，主力吸水层吸水量下降，但调驱后期注水通道形成，调驱效果减弱，区块产量下降，开发效果变差。

2 主要做法

2.1加强地层对比，落实储层连通关系

对区块完钻井的录测井资料进行对比研究，根据各层位地层特征，优选标志层。

标志层一：S1段顶部发育一套厚度10-20m的灰、灰绿色泥岩，电阻率曲线平直，感应曲线呈“W”型，且上部d组泥岩感应曲线最大值明显低于下部S1段，两者呈台阶状变化，完钻井钻遇率大于95%，可作为识别d和S1的标志层。

标志层二：S1段底部感应曲线最大值明显大于下部S31段，两者呈台阶状变化，完钻井钻遇率大于95%。可作为识别S1和S31的标志层。

标志层三：根据东部凹陷北部地区的整体认识，S31段主要发育大套泥岩夹薄层砂岩，局部发育碳质泥岩或煤层，电阻率曲线平直，感应曲线呈锯齿装;S32段发育砂泥岩互层，感应曲线呈指状或者箱状;在地震约束下可有效区分S31和S32段地层。

根据以上标志层进行地层对比，把地层对比结果与新解释的三维地震资料相结合，相互验证、修改，在确保地质和地震相统一的基础上，落实储层连通关系。区块整体构造变化不大，连通关系较好，局部区域注采井网不完善。平面上，受断层遮挡影响，地层缺失同时受地层出砂及井况影响，局部区域注水井套坏、套卡或注水井达不到配注、注不进等造成注采比低，有采无注，注采井网不完善，剩余油相对富集。

2.2分区域、分井组、分层位开展注水对策研究

（1）利用侧钻、大修等手段，调整完善局部注采井网

针对南部区域及断层附近构造相对破碎，且受井况影响，油水井井况差，应用新采集的三维地震资料，结合录井、测井资料，井震结合加强地层对比，细化储层，挖掘潜力点。共部署侧钻井6口，大修2口，目前已完钻投产5口，阶段累产油1171t，累产气41×104m3。

如靠近中部断层龙18-020区域，其龙18-020与龙18-019井间，由于断层遮挡其主力储层S32I4-I5缺失，且井间无井控制，在微构造高点部署侧钻井挖潜主力储层潜力。龙18-020C井于2016.12完钻，共解释42.2m/19层，该井于2017.1投产，目前日产液18.5m3，日产油3.6t，含水80.9%，阶段累产油732t，累产气3.22×104m3。

（2）实施第二轮深部调驱，改善水驱开发效果

针对目前调驱效果逐渐减弱的问题，在区块北部优选井组开展第二轮深部调驱，基于第一轮调驱取得的效果及经验，做了以下优化：

优选井组：从第一轮区块北部整体调驱转变为优选连通性好、储层发育厚、注采比高的井组，开展井组调驱。优选7个井组含油面积0.79km2，覆盖地质储量188万吨，7个注水井组，对应油井19口，注采比1：2.7。

优化配方：鉴于体膨颗粒封堵性强的特点，以及区块注水井调驱后期达不到配注、注不进等问题，在龙11块将调驱药剂由弱凝胶携带体膨颗粒改为单注弱凝胶，延缓凝胶作用，提高有效期。

药剂量设置：根据相邻区块调驱成功经验表明，调驱成功率不仅取决于药剂本身的性能，而且还与药剂用量密切相关。根据弱凝胶调驱剂的特征，在低排量和低注入压力下，中低渗透层启动时间长见效慢，在大排量下有效封堵高渗透层，从而实现启动弱吸水层的目的，为达到深部处理目的，将处理半径由25m扩大至30m，增加了药剂量，总注入量为11.9×104m3，0.03PV，平均单井注入量达到1.7×104m3。 7个井组于2015.4.30开始调驱2016年12.13暂停调驱转注水，阶段累注5.77×104m3。

（3）分层位开展精细注水，持续夯实区块稳产基础

针对单层动用程度差异大，局部区域有采无注、注采比低，分层位开展精细注水，在无注水区域通过转注、复注实现注水，共实施7井次，恢复注水235m3，增加水驱储量5.7×104m3。

同时针对主力层位S32I5动用程度高，其余层动用程度相对低，层间动用差异大，通过实施分注、调配注，加强注水强度，提高单层注采比。共实施动态调配9井次、分注4井次，增加日注水145m3，注水强度由1.05提高至1.5，区块注采比由0.76上升至0.96，目前对应11口油井见到明显注水效果，日产油由21.6t上升至38.8t，单井日产油上升1.5t，阶段累增油2167t。

3 实施效果

根据以上研究及注水对策实施，区块油水井利用率提高，油井开井率由63%提高至80.2%，水井开井率由48.4%提高至60%，区块主力层位S32Ⅰ5的水驱储量控制程度由77.66%提高至95.81%，水驱储量动用程度由47.2%提高至67.5%。

实施第二轮深部调驱后注入井注入压力上升，平均上升了6.6MPa，表明对高渗层起到一定封堵作用。水驱效果得到改善，水驱方向发生改变，目前北部调驱区域产液量上升，产油量上升，日产液由257.5t上升至364.7t，日产油由33.2t上升至41.5t，最高时达到54.9t，阶段累增油0.5148×104t。区块日产油由70t上升至104t，自然递减率由22.5%下降至14.6%，下降7.9%，开发效果变好。

4 结论及认识

（1）精细研究油田地质特征，反复进行地层对比，落实储层连通关系，是进行注水开发调整的基础。

（2）把握油水井生产动态，深入分析开发矛盾、存在问题，是进行下一步开发调整的前提。

（3）针对不同的注水状况，综合应用各种动、静态资料进行对策研究，是实现有效注水的保证。

参考文献：

[1] 沈琛.油田高含水期深部调驱技术文集[M].北京：中国石化出版社，2008

（中油遼河油田公司茨榆坨采油厂，辽宁辽中，110206）