牛35区块压驱注水方案设计及应用

◇中国石化胜利油田分公司现河采油厂 高建东

牛35区块具有主力层明确、钻遇油层厚度大、主力砂体大面积分布，油水井间连通性好且注采对应关系为一对多注水，区块多数注水井处于注不进、油井采不出状态，区块储量动用程度较差。在该区块编制压驱方案，实施后，实现了平均油井产能增加1.2倍的好效果，该区块压驱注水的成功对同类低效单元的开发具有积极的示范意义。

1 区块基本概况

牛35-20区块地处东营区油郭乡境内，构造上位于牛庄洼陷西北部缓斜坡带，主力含油层系为沙三中。含油面积7.6km2，地质储量451×104t。

1.1 沉积特征

牛35-20地区沙三中储层是东营三角洲不断推进，在古地形低洼区形成三角洲前缘滑塌浊积砂体。

1.2 构造特征

牛35-20区构造相对简单，东受北东-南西向的牛87-牛27断层遮挡，内部局部发育小断层。地层向西北逐渐抬高，地层东南倾没，地层倾角5°～7°。

1.3 储层特征

（1）砂体展布特征。体横向上分布面积小，纵向上为多个含油砂体的叠加，主力砂体分布在沙三中4段，根据砂体发育分布及试油试采情况分析，确定主力砂体有3个平均厚度5m。

（2）岩性特征。砂岩分选中等偏好，分选系数1.67，粒度中值0.17，储层岩石胶结类型主要为孔隙式胶结，以原生孔隙为主，粒间孔隙不发育。胶结物以泥质为主，泥质含量8.6%。粘土矿物成分以伊/蒙间层为主，含量68%，伊利石含量24%，高岭石含量6.3%，绿泥石含量1.8%。

（3）储层物性特征。根据取芯样品计算：牛35-20地区沙三段的平均孔隙度19.5%，空气渗透率13.8×10-3μm2，属于中孔、低渗透储层。其中主力层沙三中B1电测渗透率99×10-3μm2，孔隙度16.9%，测算沙三中B平均孔喉半径1.42μm。

（4）储层敏感性。根据牛35井储层敏感性分析结果，储层敏感性表现为：非速敏，无临界速度；储层敏感性较弱。

1.4 油藏类型

牛35-20地区沙三中油藏为常温、常压、中孔、低渗、稀油、岩性油藏。

1.5 开发现状

截止到2020年10月（压驱前），区块总油井29井，开井28口，井口日液能力101.9t/d，日油能力65.6t/d，综合含水34.4%，平均动液面2016m，水井总井18口，开井13口，日注能力210m3/d，月注采比1.49；区块累积产油36.3746×104t，累积产水15.4×104t，累积注水61.0×104t，累注采比1.18，区块采油速度0.61%，采出程度8.07%，自然递减3.1%。

2 开发存在主要矛盾

牛35沙三单元自2011年采用仿水平井模式投入开发，整体开发效果较好，但区域存在较大差异。西部平均单井产能高达7吨/天。东部油井普遍低液低能低含水，普遍处于注不进采不出的状态。造成该现状的原因主要有以下两点。

2.1 东西部注水能力差异大，水驱不均衡

牛35-20块西部、中部水井吸水能力好，水驱见效特征明显，东部受储层变差及累积注入量少的影响，水驱特征不明显；西部油井平均液量5～15方，显效较好；东部油井平均液量在5方以下，提液稳液难度大。

2.2 常规手段增注有效期短

近年来增注10井次，不动管增注2井次，增注技术均有效，但日增注水量均达不到注采需求。比如牛35-斜38井2018.12.11不动管增注，有效期22天，累增注196方。

3 压驱方案设计

3.1 压力保持水平设计

（1）压驱前压力。

牛35区块投产后，因水井注水效果差，地层压力整体呈下降趋势，目前区块压力保持水井仅50.9%。压驱井组油井近2年测试地层压力8.59～19.97MPa，平均地层压力13.29MPa。

（2）压驱后压力。

预计压驱后井组内油井平均动液面1800米，平均泵挂深度2400m，则井底最小流压值为11.29MPa。油井产能按每米采油指数0.0318t/d.MPa.m，生产压差取16.1MPa，井组油层参与生产的有效厚度为9.7m，设计井组内平均单井产能5t/d，地层压力为恢复到27.3MPa以上。

3.2 注入参数设计

（1）注入方式。以10000m3注入量为例，模拟变排量注入时的裂缝形态。模拟结果表明，变排量注入更有利于形成短宽缝，造缝体积小，有利于均衡驱替。同时变排量注入模式会形成井底势差交变，激动压力场扩波及，在压驱过程中宜采用阶梯排量施工方式。

（2）注入量设计。牛35-42井，井段3079.6～3096.6 m，跨度17m/2层，通过模拟注入7000 m3、11000 m3、15000 m3，排量1.0 m3/min，1.2 m3/min，1.5 m3/min，模拟结果如图所示，裂缝半长210/124m。

图1 牛35-42压驱裂缝模拟图

表1 不同注入规模裂缝参数设计统计表

从注入量看，压驱量从7000m3增加到15000m3，裂缝半长、裂缝带宽均有所增加，但增加幅度不大，综合考虑裂缝形态和投入费用，优选11000m3。

根据物质平衡方程公式推导，计算不同注采比、注水量与地层压力恢复速度、时间的关系。当地层压力数恢复到1.2，油井静液面能恢复到井口，有油压或略喷状态。

水量设计方法：物质平衡方程+极限供液半径计算方法，考虑适当放大岩石压缩系数，和绝对孔隙度与有效孔隙度的差别，总量修正系数为1.05～1.1，由此计算压驱注入水量。

（3）注入速度。通过理论计算，3200m油层，当管柱深度下深3200m时，排量大于1.56m3/min，产生的摩阻值为32MPa，排量1.2m3/min，产生的摩阻值降为19.8MPa，因此在实际注入过程中，根据管柱下入深度，优化注入排量，降低摩阻。

图2 不同排量下的摩阻值

3.3 生产参数设计

压驱过程中，物性差、注采基本不见效油井以及注采井距较大油井开井拉流线，压驱焖井开井后，主流线方向见效极敏感井降参控液抑制含水上升速度，见效但注采不敏感井维持原参数生产，后期可根据井组内本井及邻井生产情况适时调整参数；井距较大或者位于物性差注采基本不见效区域油井上调参数拉流线[1]。

3.4 方案部署及指标预测

（1）工作量部署。方案设计水井压驱8井次，配套油水井监测工作量20井次（注水前缘测试8井次、油井毛细钢管压力测试12井次），涉及地质储量396×104t，对应油井20口。

（2）指标预测。预计压驱方案全部实施后，井组内油井平均产能上升1.2倍，预计三年有效期可增加日产油量2.02×104t，提高井区采出程度3.58%，提高采油速度0.34%。

4 现场应用及跟踪评价

4.1 压驱实施过程中的动态管理

（1）排量注入模式。排量注入模式会形成井底势差交变，激动压力场扩波及。利用“尖峰平谷”的阶梯电价，分时段优化排量。

（2）结合动态监测的数据，通过油藏工程的计算动态调整水量。以牛35-42井组为例：假设油井泄油半径不变的情况下，减小牛35-42与牛35-斜7井间阻流区计算水井所需最小注水量4.8万，试剂注入3.7万方，优化追加水量1.1万方。

（3）全过程信息化跟踪。建立压驱跟踪台帐，注入井及邻井动液面、压力数据同步至手机app及电脑，适时推送压驱进度，跟踪总结压驱效果并制定下步方案。

4.2 动态调控做法

（1）大井距井压驱不停井拉流线。在压驱过程中，注采井距大于300m油井不停井拉流线，取得较好效果。如牛35-斜32井，该井在水井牛35-5-斜2压驱过程中一直开井生产，压驱5天后液量由7.5t/d上升到7.7t/d。

（2）同一见效方向先开井距较远井。如牛35-42井区油井牛35-斜6与牛35-5-斜4井两井间夹角20°左右，制定开井政策时先开远距离井牛35-斜6、后开近距离牛35-5-斜4井，开井后两口井产能上升、含水下降，增油效果良好。

（3）压驱后按照流线方向优化开井顺序及时机。据压驱过程中动液面恢复速度及恢复量确定井组流线方向，确定由次流线到主流线的顺序开井。开井后实现了主次流线方向均能量上升、主流线含水稳定，次流线扩波及提产能。

4.3 压驱总体效果

到2021年8月井区开油井15口，增油1t以上井11口，有效率73.33%，日产液量由压驱前49.6t/dt升至97.8t/d，日产油量由36.6t/d升至73.5t/d，日增油36.9t，已累增油4522t。采油速度提高到0.67%，预计有效期达到方案效果。

5 结论与认识

（1）压驱能快速恢复地层能量改善开发效果。

（2）压驱过程中，油藏物性对压驱效果的影响较大。

（3）大井距井压驱时开井拉流线能扩大波及体积。

（4）压驱过程中，注入排量对压驱效果有较大影响。

（5）压驱后可在近井地区形成微裂缝，起到解堵的作用。