沈84-安12块特高含水期精细注水开发实践

阴 艳 芳

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

0 前 言

复杂断块多层砂岩油藏具有含油层系多、储层非均质性强、油藏类型复杂多变、水驱油效率低等特点[1-3]，如何提升多层砂岩油藏精细注水开发效果是此类油田生产的热点和难点。静安堡油田沈84-安12块是辽河油田中典型的多层砂岩高凝油油藏，油藏在特高含水期采用一套层系、点状不规则面积井网注水开发。油藏纵向动用程度差异大、平面注水受效不均衡，主力层低效、无效水循环严重，使得油藏长期处于高含水低速开发状态。该区块逐渐形成了特高含水期精细油藏描述、精细开发层系调整、精细多级细分注水等技术对策。自2018年实施以来，该区块年产油量从14.6×104t上升到21.3×104t，自然递减率控制在10%以内，建成了辽河油田规模最大的“四优”(技术、管理、效果、效益)精细注水示范区。

1 油藏概况

沈84-安12块位于辽河盆地大民屯凹陷静安堡构造带中段，油层埋深1 213～2 375 m，为构造-岩性油藏。区块内断层发育、构造破碎，主要发育北东向、北西向和近东西向等3组断裂系统，组合断层50条，划分出37个微断块。沈84-安12块含油层主要为沙河街组三段(E2S3)，E2S3储层为辫状河三角洲前缘亚相沉积，主要微相类型为辫状分流河道、道间薄层砂、道间湾泥，河道宽度一般70～200 m，孔隙度18.0%～23.0%，渗透率150×10-3～1 600×10-3μm2。油藏含油井段长，普遍为400～600 m，最长达1 162 m。油层多且薄，平均油层层数27层，单层厚度一般为0.4～10.6 m，平均3.4 m。地面条件下，原油凝固点在44 ℃以上，含蜡量为31.34%～45.33%，原油密度0.865 3～0.887 4 g/cm3，50 ℃原油黏度5.8～19.5 mPa·s，胶质沥青质含量一般为16.1%～19.3%。油藏原始地层压力为19.5 MPa。

1986年7月沈84-安12块投入开发，同年10月进行反九点面积注水开发，针对该油藏各开发时期所暴露出的矛盾，油田先后进行了5次加密调整和多级分注合采综合调整，均取得了一定的效果。水驱控制程度、动用程度逐步提升，主力微断块均达到水驱Ⅰ类开发水平。2000年以来，该区块采用一套层系长井段分注合采，油藏长期处于高含水低速开发。截至2017年12月底，该区块共有油井388口，平均单井日产油量1.4 t，综合含水率95.6%；注水井173口，平均单井日注水量77.0 m3。

2 特高含水期水驱开发面临的新挑战

2.1 水驱四大矛盾加剧

平面、层间、层内、流体“四大矛盾”是高凝油油藏注水开发一直面临的问题。长期注水开发会使储层孔隙结构、黏土矿物成分和流体性质等发生变化。对比低、中、高、特高含水等阶段的5口密闭取心井，观察其水洗状况和原油物性特征。研究发现，河道砂体整体强水洗，储层中孔隙度、渗透率变化较大，渗透率均高于300×10-3μm2。河道间薄层砂以弱水洗为主，孔隙度、渗透率变化不大，随着含水量的增加，原油平均析蜡点由59.05 ℃升高至65.65 ℃，与地层温度接近，注水开发的冷伤害所造成的析蜡加剧了孔道堵塞的风险[4]。储层中孔隙度、渗透率等物性的变化加大了平面、层间、层内矛盾，原油平均析蜡点的升高加大了流体矛盾。在储层物性差异和原油物性变化的共同作用下，特高含水期“四大矛盾”加剧，精细注水调整面临新挑战。

2.2 平面、纵向动用程度差异变大

2.3 剩余油高度分散

根据2018年以来实施的150口新井钻遇状况分析可知，大部分储层存在不同程度的水淹，强水淹层厚度达55.5%，中水淹层厚度达27.9%，未水淹层厚度仅占1.3%。剩余油仅在注采井网不完善的边部、断层附近、注采不连通的小砂体等局部富集。通过对主体部位67-59井区2口密闭取心井的微观薄片鉴定发现，剩余油主要以粒间分散斑状、孔道壁环斑状为主，分布零散，精细注水挖潜面临新挑战。

2.4 低效、无效水循环严重

特高含水期液油比急剧上升，低效、无效水循环严重。吸水剖面显示，特高含水期吸水厚度比例由高含水期的68.3%下降到46.1%，高于平均吸水强度1.5倍的强吸水层厚度为26.0%，其吸水量却高达69.6%。平面上的注水沿主河道突进，通过岩性分析、测井响应、生产动态分析等方法识别到低效、无效水循环厚度占比10.0%～20.0%，吸水量占比30.0%～50.0%。低效、无效水循环大幅度降低注水效率，注水开发成本增加，效益开发面临新挑战。

3 特高含水期精细注水对策

注水油藏开发效果受地质条件和开发技术的双重影响，提高驱油效率和扩大注水波及体积系数是提高采收率的有效手段[5]。针对沈84-安12块特高含水期水驱开发面临的新挑战，运用室内岩心实验、油藏工程分析和数值模拟等方法相结合的方式，攻关形成了以“五个精细”为核心的特高含水期精细注水对策。

3.1 精细油藏描述技术

精细油藏描述是老油田实现可持续发展的有效手段[6]。在特高含水开发阶段，重点攻关储层连通质量描述、剩余油定量表征等，确定注水调整潜力目标。

3.1.1 井震结合储层连通质量分类

针对储层非均质性强、动用程度差异大的问题，采用井震相结合的方法，通过构造控制、波形约束、反演划界、分类评价等方法，开展储层连通质量描述。一是利用高精度三维地震及高覆盖VSP资料(50个VSP方向)，结合油水关系及动态认识，建立阶梯状断层、Y型断层、负花状构造、地垒与地堑等4种断层空间组合模式，识别断点780个，组合断层50条，明确构造控制下的储层连通宏观格局。二是通过井震协同反演划分不同沉积微相界线，确定河道与河道、河道与薄层砂、薄层砂与薄层砂、薄层砂与泥等4种井间砂体连通关系。三是综合沉积微相、储层岩性、物性、电性、孔隙结构、驱油效率、生产能力等影响因素，评价单井单层储层质量。四是以井间砂体连通状况和单井单层储层质量为基础，将储层连通质量分为4类(见表1)。其中，Ⅰ类连通质量储层厚度占比54.6%，以强水淹为主；Ⅱ类连通质量储层厚度占比19.8%，以强水淹、中水淹为主；Ⅲ 类连通质量储层厚度占比13.7%，以中水淹、弱水淹为主；而 Ⅳ 类连通质量储层较少，其厚度占比11.9%。Ⅱ、Ⅲ 类连通质量储层是水驱挖潜的主要对象。

表1 沈84-安12块储层连通质量分类

3.1.2 多信息剩余油定量描述

针对特高含水期剩余油高度分散、识别难度大、定量表征精度低等问题，开展了多信息剩余油定量表征技术研究。一是刻画不同类别储层剩余油饱和度的变化规律。结合单砂层吸水状况，对比分析同一区域、相同层位、不同水驱阶段密闭取心井的含油饱和度变化趋势，可得到如下结果：Ⅰ类储层注入孔隙体积倍数均大于1.25，含油饱和度降幅平均为12.2%；Ⅱ 类储层注入孔隙体积倍数为0.93～1.21，含油饱和度降幅平均为6.7%；Ⅲ 类储层注入孔隙体积倍数均小于0.71，含油饱和度降幅仅为0.50%。二是描述不同类别储层剩余油分布状态。通过密闭取心井荧光薄片镜下观察得到：Ⅰ类储层顶部剩余油较富集，岩心荧光薄片显示剩余油分布主要呈粒间分散斑状，水淹严重，继续水驱难以达到有效动用；Ⅱ 类储层夹层上下水淹程度低，岩心荧光薄片显示剩余油分布主要以粒间斑块及孔道壁环斑状共存为主；Ⅲ 类储层层间动用不均，岩心荧光薄片显示剩余油分布主要呈粒间斑块状。三是量化不同储层剩余油富集程度。采用分区分层相控动态建模，监测资料和单井储层分类约束，同时增加CPR算法，提高模型计算精度及效率，实现不同连通质量储层剩余油定量描述。如主体部位67-59井区Ⅰ类连通质量储层剩余油以层内动用不均型为主，剩余储量20.8×104t；Ⅱ类连通质量储层剩余油以平面非均质型为主，剩余储量54.4×104t；Ⅲ类连通质量储层剩余油以层间动用不均型为主，剩余储量68.5×104t；Ⅳ类不连通储层剩余油以注采不完善型和断层控制型为主，剩余储量分别为19.6×104t和15.1×104t。通过多信息的剩余油定量描述，可以更加全面地评价各井区、各小层、各类连通质量储层的动用状况和剩余油潜力，更好地指导水驱精细挖潜。

3.2 精细开发层系调整技术

沈84-安12块储量丰度高达502×104t/km2，开发层间动用的差异性决定了细分开发层系调整的必要性。特高含水开发阶段细分开发层系，要考虑储层的地质条件、目前的开发特征和水淹状况等因素[7-8]。根据传统层系划分考虑的主要因素，结合该油藏开发实践的具体情况，运用灰色关联方法优选出层间渗透率级差、压力系数差值、储层连通质量、含蜡量极差等8项参数，作为层系细分的关键因素。利用正交实验法设计64套数值模拟方案，研究各单因素对层系细分的敏感程度，敏感性由强到弱次序为：层间渗透率级差、油层叠合厚度、压力系数差值、综合含水极差、层间隔层厚度、一套层系跨度、组合层数、含蜡量极差。根据层系重组影响因素敏感性强弱，建立多层砂岩非均质模型，设计不同层系重组方案并进行数值模拟研究，确定细分开发层系技术界限(见表2)。

表2 细分开发层系技术界限

3.3 精细多级细分注水技术

针对层间吸水差异大、无效水循环严重等问题，考虑超长井段、冷伤害、吸水能力强等实际情况，采用矿场数理统计法，分别绘制注水层段内的小层数、砂岩厚度、渗透率变异系数、注水强度差异系数、注水强度、隔层厚度、含蜡量极差等参数与砂岩吸水厚度比例关系散点图(见图1)。划分细分注水界限时，以砂岩吸水厚度比例达到80%为目标，分别量化各项敏感参数的界限，制定细分注水标准。结合当前分注、测试工艺水平，确定沈84-安12块分注级别4—5层开发效果最好，分井区制定细分注水标准(见表3)，实施“区别对待、按需分配”的细分重组。

表3 细分注水界限标准

按照细分注水界限进行层段重组，抑制强吸水层，释放弱吸水层。沈84-安12块2020年实施细分重组井62口，注水井分注率由87.5%提高至89.5%，水驱储量动用程度由75.5%提高至76.4%，日产油量增加25.4 t，当年累计增油量3 351.0 t。

3.4 精细水淹层挖潜技术

针对特高含水期水淹程度高、水驱挖潜选层难度大的问题，建立“定性判水淹—定量识潜力—聚类定射孔”的水淹层挖潜方法。

一是定性判别水淹层。根据取心井分层试油结果，归类分析岩心颜色、含油饱和度、水洗效率等与试油产能的关系，建立水淹层分级解释模型。油层岩心呈深棕褐色，宏观氯仿滴照荧光下为亮黄色、13—14级，岩心滴水试验不渗，水滴呈球状，油层岩心含油饱和度62.0%以上，油层初期日产油量大于8.0 t，含水率小于10.0%。弱水淹层岩心呈灰褐色，荧光下为黄—亮黄色、12—13级，岩心滴水试验缓渗，水滴呈半球—球状，含油饱和度52.0%～62.0%，水洗效率低于15.0%，弱水淹层初期日产油量大于8.0 t，含水率小于40.0%。中水淹层岩心呈褐灰色，水湿感弱，荧光下为暗黄—灰黄色、10—11级，岩心滴水试验缓渗，水滴呈半球状，含油饱和度42.0%～52.0%，水洗效率15.0%～30.0%，中水淹层初期日产油量4.0～8.0 t，含水率40.0%～80.0%。强水淹层岩心呈灰色，水湿感强，荧光下为暗黄—暗灰色、9—10级，岩心滴水即渗，水滴呈玻璃状，含油饱和度低于42.0%，水洗效率大于30.0%，强水淹层初期日产油量小于4.0 t，含水率高于80.0%。

二是定量识别潜力层。基于取心井水淹层分级判别结果，应用数理统计的方法，建立各级水淹层岩心分析数据与测井资料之间的响应关系，以初期日产油量4.0 t边界效益产量为限，建立新井水驱潜力层识别标准。潜力层电性标准为：电阻率大于40 Ω·m，声波时差280 μs/m左右。电阻率曲线形态表现为：中薄层电阻率曲线呈指型、箱型；厚层呈箱型、椅背型。气测标准为：气测峰基比大于6，全烃与C1存在幅度差，气测组分齐全。

三是分级聚类优化射孔。为了确保挖潜效果，减少生产井段层间干扰，综合考虑储层连通质量、剩余油富集程度、层间差异、组合厚度等因素，建立分级聚类组合射孔界限。分级聚类组合射孔界限如下：组合射孔段渗透率极差小于5.0，地层压力系数差值低于0.2，射孔段叠加油层有效厚度10.0 m左右。首次射孔选择剩余油相对富集的Ⅲ类和Ⅱ类连通质量储层，二次补孔选择Ⅱ类和Ⅰ类连通质量储层，自下而上选层聚类射孔，射孔层段同步对应注水补充能量。

对2018年以来的184口新井进行水驱挖潜，平均单井初期日产油量4.7 t，综合含水81.0%，阶段累产油量20.3×104t。

3.5 精细注采动态调控技术

注采动态调控是注水开发油藏提高水驱波及体积、实现控水稳油的常态化措施手段。通过平面和层间注采井联动调控，使区块、井组、单井、单层各级注水量和产液量都匹配成“黄金比例”[9]。

平面以井组为单元进行动态调控。根据井组日产液量、日产油量、综合含水、动液面的变化规律，归纳出沈84-安12块共有4种注采响应模式，即液量含水稳定型、液量液面缓慢递减型、含水液面短期快速上升型、含水上升液面稳定型。这4种注采响应模式分别反映了井组注采平衡、欠注、超注、注采不均等注采状况。欠注型井组以“保液面提液量”为调控原则，提高注采比、强化注水；超注型井组以“控含水稳液面”为调控原则，降低注采比、控制注水；不均型井组以“控含水增欠注”为调控原则，保持注采比、调整注水。

纵向以单层为单元进行动态调控。结合单层的注入倍数、压力水平及剩余油潜力，确定层段性质和注水强度，实施富油层增注提液、低效层控注控液等注采井联动调控。注水井实施多级细分、调剖调驱，限制强吸水层注水量，加强弱吸水层和未吸水层注水量。采油井实施多层找堵水、挤灰重射、化学堵水等措施，封堵高含水层产水量，对剩余油集中的富油层实施加密射孔、调参、解堵等提液措施，调整产出剖面。

基于生产数据库自主研发了注采调控自动预警平台，大幅度提高了调控的工作效率。实现了对产液量、含水、动液面、注水量、压力等8项参数的实时监测，并做到快速识别、自动预警、及时调控。2018年以来，年均实施动态调控工作量400余井次，年均增油量3.36×104t，年无效循环水量减少40×104m3。

4 应用效果

通过开展精细有效注水，沈84-安12块的开发指标和管理指标明显改善。对比2017年与2020年数据可知，水井开井率由88.4%提高到91.5%，分注率从87.5%提高到89.5%，呈现“一升二降一稳” 的生产态势，即产油量上升、产液量下降、综合含水下降、注水量稳定。年产油量从14.6×104t上升到21.3×104t，综合含水率从95.6%下降到93.9%。始终保持复杂断块Ⅰ类油藏开发水平，自然递减率由13.3%下降到9.5%，地层压力稳中有升，从12.6 MPa提高至12.7 MPa，预计采收率提高3.4%。

5 结 语

水驱开发过程是对油藏逐步深化认识和不断调整的过程，针对特高含水期面临的开发挑战，发展精细注水调整技术是实现稳油控水的核心举措。

特高含水期深化油藏描述研究尺度和精度是制定精细水驱挖潜对策的基础。特高含水期储层连通质量分类和剩余油定量描述为下步制定宏观挖潜方向提供了依据。

针对超长含油井段一套层系开发层间矛盾突出的问题，建立开发层系细分重组技术界限，结合储层连通质量和剩余油潜力实施细分层系调整，有效提高了储量动用率。

针对特高含水期剩余油分布零散、水驱挖潜选层难的问题，建立“定性判水淹—定量识潜力—聚类定射孔”的水淹层挖潜方法，提高了措施效果与经济效益。

针对特高含水期水驱“四大矛盾”突出、无效水循环严重的问题，采取注水井细分重组、注采井协同动态调控等措施，封堵无效水循环通道，扩大注水波及体积，是特高含水阶段控水稳油的有效手段。