吳410 長6 油藏水驅(qū)狀況調(diào)查及治理對策研究

姬程偉，熊志明，曹培旺，趙 遷，莊騰騰

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

吳410 長6 油藏為巖性油藏，天然能量貧乏，原始驅(qū)動類型以彈性溶解氣驅(qū)為主。前期實施超前注水，奠定地層能量基礎(chǔ)，投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)油2.37 t，產(chǎn)量穩(wěn)定。

2008 年以前實施超前注水，奠定地層能量基礎(chǔ)。

2008-2010 年投產(chǎn)早期強化注水，促使油井見效，建立有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)。

2010-2012 年強化注水見效后保持溫和注水格局，防止油井含水迅速上升，延長無水采油期，提高采收率。

2012-目前保持溫和注水格局下，精細(xì)注采調(diào)控，追求局部注采平衡，保證油藏合理的壓力恢復(fù)速度。

1 整體水驅(qū)現(xiàn)狀

通過歷年分層注水、酸化、化學(xué)堵水等剖面治理措施水驅(qū)動用程度逐年穩(wěn)步提升，對比2013 年吳410 長6 油藏目前井均吸水厚度由12.6 m 上升至13.1 m，水驅(qū)動用程度由65.8 %逐步提升到69.1 %，水驅(qū)控制程度由2011 年的88.4 %穩(wěn)步提升至99 %，水驅(qū)特征曲線平穩(wěn)，油藏開發(fā)形式穩(wěn)定。但油藏北部伴隨著累積注入量的增大，NE50°裂縫開啟，水驅(qū)動用程度略有下降，油藏東部由于隔夾層發(fā)育注水井單層突進，吸水下移，通過整體調(diào)剖和分注，水驅(qū)狀況開始有所好轉(zhuǎn)（見圖1）。

圖1 吳410 油藏2013-2014 水驅(qū)統(tǒng)計柱狀對比圖

2 目前水驅(qū)存在的問題及成因分析

2.1 油藏東北部剖面吸水下移，水驅(qū)不均

對比歷年所測吸水剖面的分析對比發(fā)現(xiàn)，吳410油藏東北部吸水剖面下移比例逐年增加，2014 年吸水下移比例高達34.1%。水驅(qū)開發(fā)形勢嚴(yán)峻。以旗87-96為例，隨著累計注入量的逐年累加，旗87-96 的吸水剖面由初期的均勻吸水到指狀吸水再到目前的底部尖峰吸水，吸水狀況逐年變差。

通過研究吳410 儲層物性特征發(fā)現(xiàn)，吳410 長61儲層變異系數(shù)0.33，突進系數(shù)1.64，滲透率級差5.39，為中高非均值儲層。在吳410 長6 油藏東部隔夾層發(fā)育密度大，且連片性強，儲層具有較高的非均值性使得油藏注水開發(fā)平面、剖面矛盾進一步加劇（見表1）。

表1 吳410 分單元儲層非均質(zhì)性統(tǒng)計表

從沉積學(xué)角度分析，吳410 長612層為多期河道疊加的正韻律沉積，底部物性好，儲層孔滲條件上差下好，注入水在重力作用影響下，易沿底部高滲透層段推進，形成優(yōu)勢通道，造成剖面上吸水不均一、吸水下移，油藏水驅(qū)動用程度差，注水有效率低。同時間隔50 d的兩次ERT 測試結(jié)果顯示長4+5 和長61電阻率未發(fā)生變化，長62低電阻區(qū)域明顯擴大，注入水存在向下竄層現(xiàn)象導(dǎo)致注水有效率低，存水率不斷下降。

2.2 油藏北部NE50°水驅(qū)優(yōu)勢方向見水，主側(cè)向水驅(qū)矛盾較大

借鑒水驅(qū)前緣、原始微地震監(jiān)測以及井間（旗89-99 井）示蹤劑監(jiān)測結(jié)果，吳410 北部水驅(qū)主流方向均呈NE-SW 向，角度在35.5°～53.5°。北部油層條件好，連通性強，注入水容易延裂縫線突進，溝通油水井。水驅(qū)主向上油井見水多為暴性水淹，見水后水驅(qū)效率降低，存水率下降，儲量利用率低。油井主向見水為降低含水，對對應(yīng)注水井實施弱化注水后，側(cè)向井液量下降明顯，二者矛盾突出，穩(wěn)產(chǎn)難度加大。

微觀結(jié)構(gòu)上分析，砂巖顆粒長軸總是沿河道延伸方向順向排列，注入水更容易沿著顆粒順向排列方向突進，同時河道砂體延伸方向與最小地應(yīng)力方向一致時，微裂縫更容易開啟。

通過對400 多口井長612聲波時差曲線數(shù)據(jù)進行R/S 分析表明，裂縫相對發(fā)育的井分形維數(shù)較高，平均值在1.2。中高含水井主要分布在裂縫發(fā)育區(qū)域，表明該區(qū)域油井見水與地層裂縫密切相關(guān)。

圖2 旗86-95 開采現(xiàn)狀圖

依據(jù)吳410 區(qū)長6 儲層裂縫發(fā)育區(qū)預(yù)測圖顯示，油藏北部NE50°裂縫發(fā)育，因裂縫竄流，導(dǎo)致裂縫兩側(cè)的采油井見效慢，液量下降，注水效果差。例如旗87-95井見水后水驅(qū)狀況由開始的均勻水驅(qū)變成單向水驅(qū)，側(cè)向井旗86-95 井液量下降，地層壓力由13.07 MPa 下降到12.30 MPa，水驅(qū)效果變差（見圖3，圖4）。

圖3 吳410 長6 油藏注水受效示意圖

圖4 旗86-95 生產(chǎn)曲線

2.3 油藏南部物性差，注采壓差大，水驅(qū)不見效

相比于油藏北部主力區(qū)，吳410 南部物性較差，注采壓差較大，注水壓力無法傳達至油井，注水井見效慢，產(chǎn)量持續(xù)遞減，油井低產(chǎn)低效。對比北部初期日產(chǎn)液4.81 m3，南部初期日產(chǎn)液2.12 m3，單井產(chǎn)油僅為北部單井產(chǎn)油的一半，且產(chǎn)量遞減大，目前南部小于0.5 t 井22口，占總計數(shù)的41%，單井日產(chǎn)油0.26 t，整體低產(chǎn)低效。

經(jīng)研究表明，油藏要建立有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)需滿足一定的線性關(guān)系（見圖5），吳410 長61平均滲透率為0.59×10-3μm2，而南部物性更差，根據(jù)公式計算，儲層啟動壓力梯度為0.127 8 MPa/m；油藏南部開發(fā)中建立有效地壓力驅(qū)替系統(tǒng)需要克服較大的啟動壓力梯度，有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)難以建立。

圖5 儲層滲透率與啟動壓力梯度關(guān)系曲線

3 吳410 長6 油藏水驅(qū)治理對策研究及效果分析

針對開發(fā)中存在的問題，以及多年來的水驅(qū)剖面治理經(jīng)驗，逐步形成了適用于吳410 長6 油藏水驅(qū)剖面治理的“精細(xì)平面注采調(diào)整穩(wěn)油控水技術(shù)”、“抑制底部、強迫頂部吸水剖面治理技術(shù)”和“油井措施引效，均衡水驅(qū)”相結(jié)合的治理對策。

3.1 精細(xì)平面注采調(diào)整技術(shù)

吳410 區(qū)長6 油藏北部目前地層壓力14.5 MPa，地層壓力保持水平97.2 %，2014 年6 月油藏月度注采比4.22。平均單井日注水量25 m3～26 m3，溫和注水后含水上升速度減緩。2014 年對吳410 油層進一步細(xì)分流動單元合理注水開發(fā)技術(shù)政策，堅持油藏北部總體溫和、局部強化的前提下，依據(jù)分單元注水井吸水狀況以及注水見效情況的差異，精細(xì)單井注水、平面調(diào)整，改善平面水驅(qū)矛盾，油藏南部則繼續(xù)擴大不穩(wěn)定注水區(qū)域，以改善剖面吸水。2014 年共計開展注采調(diào)整30井次，其中下調(diào)注水11 井次，下調(diào)注水62 m3，上調(diào)注水19 井次，上調(diào)配注139 m3，累積增油565 t；不穩(wěn)定注21 井次，累積增油338 t。增油效果顯著，有效的實現(xiàn)了穩(wěn)油控水的治理目標(biāo)（見表2，表3）。

表2 采油九廠2014 年6 月注水平面調(diào)整效果統(tǒng)計表

表3 采油九廠2014 年6 月注水井不穩(wěn)定注水效果統(tǒng)計表

根據(jù)吳410 長6 油藏目前油藏生產(chǎn)動態(tài)，利用油田開發(fā)早期遵循的物質(zhì)平衡方程繪制出吳410 區(qū)注采比與含水關(guān)系曲線，以及礦場統(tǒng)計法繪制出吳410 區(qū)注采比與含水、遞減關(guān)系圖分析對比得出當(dāng)注采比大于4.0 時，油井容易見水；當(dāng)注采比小于4.2 時，油井遞減小，認(rèn)為吳410 區(qū)合理注采比為4.0～4.2。同時考慮啟動壓力梯度與裂縫的影響以及注水強度與井距的關(guān)系，應(yīng)用相應(yīng)的理論方程計算得出吳410 長6 油藏的合理注水強度為1.2 m3/d·m。

通過上述理論分析，結(jié)合吳410 油藏北部點狀見水增多和東部含水持續(xù)上升的現(xiàn)狀，制定出相應(yīng)的分流動單元注水方案（見表4），繼續(xù)加強剖面治理，持續(xù)分單元精細(xì)注采調(diào)控，改善水驅(qū)狀況，恢復(fù)地層能量。

表4 吳410 區(qū)2014 年分流動單元注水方案表

3.2 抑制底部、強迫頂部吸水剖面治理技術(shù)

吳410 區(qū)長6 油藏剖面吸水狀況多表現(xiàn)為指狀、尖峰、單層吸水、吸水下移狀，水驅(qū)油效率差，2013 年以來油藏剖面治理工作以“抑制底部吸水，強迫頂部吸水”為治理思路，開展了以注水井底部化學(xué)調(diào)驅(qū)、補孔調(diào)剖、暫堵酸化、層內(nèi)分注為主剖面治理技術(shù)，提高了措施區(qū)水驅(qū)動用程度，增油效果明顯，遞減趨勢得到控制。

3.2.1 層內(nèi)分注，提高頂部注水量 主要是針對主力層段油層厚度大，多段動用且上下段吸水比例差異大，吸水不均，對旗91-82 等41 口注水井實施分注。對應(yīng)油井170 口，見效36 口，見效油井由見效前評價單井產(chǎn)油由0.84 t 上升到1.04 t，累計增油1 133 t（見表5）。以旗95-74 井為例，分注措施前上段不吸水，且吸水下移，吸水厚度為11.6 m，水驅(qū)動用程度為74.6 %，分注措施后，吸水厚度明顯增加，達到13.1 m，水驅(qū)動用升高到84.2 %，且上段均勻吸水，達到了抑制底部、強迫頂部吸水的剖面治理目標(biāo)。

表5 吳410 長6 油藏分層注水效果統(tǒng)計表

3.2.2 單注油藏頂部 針對主力層段油層厚度大，多段動用且底部尖峰吸水、吸水下移，底部射孔段與油井對應(yīng)關(guān)系差，對旗97-96 等3 口井實施機械隔/單注、水泥擠封底部射孔段，迫使頂部吸水，吸水厚度由5.6 m上升到7.9 m，吸水段平均上移5.3 m，對應(yīng)油井24 口見效5 口，單井日增油0.23 t。提高水驅(qū)油效率。

3.2.3 暫堵酸化 針對同一層段內(nèi)不同射開段指狀或尖峰吸水，實施暫堵酸化措施，改善吸水剖面，以旗87-96 井為例，吸水剖面由措施前的底端尖峰狀吸水，改善為均勻吸水，既增加了吸水厚度，又提高了水驅(qū)動用和控制程度，成功實現(xiàn)了油藏水驅(qū)剖面治理的目的。3.2.4 化堵調(diào)剖提高井網(wǎng)適應(yīng)性 化學(xué)堵水是指通過化學(xué)劑的物理、化學(xué)堵塞作用，限制或降低出水層段的產(chǎn)水能力，同時限制或降低高滲層段的吸水能力，改善注水井吸水剖面，進而改變水驅(qū)方向，提高水驅(qū)波及體積，提高采收率?；瘜W(xué)堵水也是目前治理裂縫型見水最有效的手段。由單井點裂縫見水井堵水向沿裂縫帶整體堵水轉(zhuǎn)變，均勻油藏水驅(qū)方向，阻止裂縫繼續(xù)延伸，提高側(cè)向水驅(qū)波及體積，整體改善油藏水驅(qū)狀況，達到控水穩(wěn)油目的。

吳410 油藏北部見水主要為裂縫型見水，主要針對底部尖峰吸水，水驅(qū)動用程度較低，注入水沿裂縫或高滲段單層突進，井組內(nèi)油井含水上升，2013 年至今對旗83-98 等10 口井實施化學(xué)堵水調(diào)剖。對應(yīng)油井50 口，見效13 口，日增油3.2 t，累計增油790 t，累計降水1 189 m3；堵水后注水井正常注水，注水壓力平均上升1.8 MPa，吸水厚度增加2.6 m，局部井網(wǎng)適應(yīng)性得到了提高（見表6）。

表6 吳410 整體堵水調(diào)剖效果統(tǒng)計表

3.3 措施引效，均衡平面水驅(qū)

根據(jù)吳410 長6 油藏儲層特征及開發(fā)特點制定并執(zhí)行相應(yīng)酸化壓裂改造措施。該區(qū)儲層儲滲性能相對較好，受儲層非均質(zhì)性影響，高強度改造造成裂縫溝通，注入水沿高滲方向驅(qū)動，部分油井水驅(qū)作用小，油層的有效滲流通道堵塞，造成低產(chǎn)低效。根據(jù)低產(chǎn)低效機理，采取相應(yīng)措施，改善油層有效滲透率，均衡平面水驅(qū)（見表7）。

表7 2014 年吳410 長6 油藏措施效果統(tǒng)計表

4 結(jié)論與認(rèn)識

（1）通過分析認(rèn)為儲層平面、剖面非均值性差異是導(dǎo)致吳410 油藏水驅(qū)不均，部分油井見水和吸水剖面下移的根本原因。

（2）細(xì)分流動單元合理注水開發(fā)，根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)，實施平面精細(xì)注采調(diào)整，能夠很好的實現(xiàn)穩(wěn)油控水的目的，有效地緩減了平面水驅(qū)矛盾。

（3）吳410 長6 油藏合理注采比為4.0～4.2，合理注水強度為1.2 m3/d·m 左右。

（4）對于正韻律沉積特征吳410 長6 油藏，注16停8 的不穩(wěn)定注水方式適應(yīng)性較好。

（5）吳410 長6 油藏油藏水驅(qū)剖面治理工作以“抑制底部吸水，強迫頂部吸水”為治理思路，形成了注水井平面精細(xì)注采調(diào)整，剖面化學(xué)調(diào)剖、層內(nèi)分注、單注頂部、暫堵酸化，以及油井措施引效相結(jié)合的有效技術(shù)手段，水驅(qū)治理及增油效果明顯，有效地減了平面剖面水驅(qū)矛盾，同時遞減趨勢也得到很好的控制。

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