姬塬油田L(fēng)1 長(zhǎng)8 油藏周期注水技術(shù)研究及應(yīng)用

雷 艷，張建娜，馬玉婷，李 燕

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200）

姬塬油田L(fēng)1 區(qū)長(zhǎng)8 油藏自2007 年開(kāi)始建產(chǎn)，經(jīng)歷規(guī)模產(chǎn)建、初期遞減、水驅(qū)矛盾暴露、階段治理逐漸穩(wěn)產(chǎn)、水驅(qū)矛盾加劇等開(kāi)發(fā)階段，歷經(jīng)十年注水開(kāi)發(fā)，整體開(kāi)發(fā)形勢(shì)穩(wěn)定。但局部水驅(qū)矛盾逐漸突出，水驅(qū)效率下降，穩(wěn)產(chǎn)形勢(shì)嚴(yán)峻。油藏西北部、中部、西南部微裂縫較為發(fā)育，油井易見(jiàn)效見(jiàn)水，導(dǎo)致平面矛盾突出，常規(guī)注水調(diào)整效果逐年下降，穩(wěn)定注水方式適應(yīng)性變差，急需提出一種新型有效的注水方式，為下一步油田注水穩(wěn)產(chǎn)提供科學(xué)依據(jù)。

1 周期注水理論研究

1.1 研究歷史及現(xiàn)狀

周期注水是20 世紀(jì)50 年代末、60 年代初在蘇聯(lián)和美國(guó)實(shí)施的一種注水方法，由于這種方法能夠在一定程度上改善水驅(qū)油效果，因而在一些注水開(kāi)發(fā)油田中得到了應(yīng)用。

20 世紀(jì)50 年代末，蘇聯(lián)的蘇爾古切夫分析了蘋(píng)果谷油田b2 油藏暫時(shí)封閉停產(chǎn)后的開(kāi)采情況，以及卡林諾夫油田新斯切潘諾夫開(kāi)發(fā)區(qū)主力油層由于技術(shù)和天然氣候原因周期性注水開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)后，第一次提出對(duì)油藏進(jìn)行周期注水是有效的看法[1]。美國(guó)也于20 世紀(jì)60 年代初在Spraberry 油田Driver 區(qū)實(shí)施了周期注水，獲得明顯效果。

20 世紀(jì)80 年代后期，我國(guó)注水開(kāi)發(fā)的主力砂巖油田相繼進(jìn)入高含水期開(kāi)采階段，大慶、吉林、勝利等油田都進(jìn)行了周期注水開(kāi)發(fā)試驗(yàn)，大部分試驗(yàn)區(qū)塊取得了一定的開(kāi)發(fā)效果。

國(guó)內(nèi)外礦場(chǎng)實(shí)踐表明，周期注水是改善油田開(kāi)發(fā)效果的有效手段之一，具有投資小、見(jiàn)效快、簡(jiǎn)單易行的優(yōu)點(diǎn)，可以在一定程度上減緩含水上升率，提高最終水驅(qū)采收率[2]。

1.2 驅(qū)油機(jī)理

周期注水在一個(gè)完整的周期內(nèi)，通過(guò)壓力場(chǎng)的調(diào)整，產(chǎn)生的附加竄流能起到調(diào)節(jié)油層間矛盾的作用，使更多的水從高滲層進(jìn)入低滲層，更多的油從低滲層進(jìn)入高滲層，使常規(guī)水驅(qū)滯留的原油得到動(dòng)用。周期注水將會(huì)削弱毛管力竄流，是油田開(kāi)發(fā)的有利因素（見(jiàn)圖1）。

圖1 周期注水驅(qū)油機(jī)理示意圖

從產(chǎn)油量、含水率、采收率三方面，對(duì)比常規(guī)注水，周期注水能夠減緩遞減、降低含水上升速度，提高最終采收率。注水初期：周期注水產(chǎn)油量、采出程度、含水率變化趨勢(shì)與常規(guī)注水基本相同。

注水突破后：周期注水產(chǎn)油量降低速度、含水率明顯低于常規(guī)注水，為周期注水主要見(jiàn)效期，采出程度逐漸高于常規(guī)注水。

注水晚期：周期注水產(chǎn)油量、含水率逐漸接近常規(guī)注水[5]。

1.3 適應(yīng)性分析

1.3.1 適用條件及最佳實(shí)施時(shí)機(jī) 通過(guò)數(shù)值模擬及礦場(chǎng)統(tǒng)計(jì)，優(yōu)化出不同類型油藏周期注水的適用條件，并給出不同非均質(zhì)性油藏實(shí)施周期注水的最佳時(shí)機(jī)。

1.3.1.1 適用條件 孔隙-裂縫型滲流油藏：非均質(zhì)程度：鄰層級(jí)差＞5；韻律性：正韻律＞復(fù)合韻律＞反韻律；隔夾層：垂向連通系數(shù)＜0.5；地層能量：壓力保持水平＞80 %。

裂縫型滲流油藏：韻律性：反韻律＞復(fù)合韻律＞正韻律；隔夾層：對(duì)不穩(wěn)定注水效果無(wú)影響；地層能量：壓力保持水平＞70 %。

1.3.1.2 最佳實(shí)施時(shí)機(jī) 通過(guò)數(shù)值模擬得出，級(jí)差在10 左右，最佳周期注水時(shí)機(jī)為含水率在40.0 %左右；級(jí)差在8 左右，最佳周期注水時(shí)機(jī)為含水率在60 %左右；級(jí)差在6 左右，最佳周期注水時(shí)機(jī)為含水率在80 %左右[5]。

1.3.2 儲(chǔ)層剩余油富集，具備實(shí)施周期注水的潛力 平面上，水驅(qū)呈多方向性，整體采出程度較低。孔隙滲流區(qū)，油井間剩余油富集程度較高，裂縫竄流區(qū)，采油井與注水井連通，裂縫側(cè)向驅(qū)替范圍有限，剩余油主要分布于裂縫側(cè)向。

剖面上，受儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響，高滲段儲(chǔ)層吸水好，吸水剖面以尖峰狀和指狀為主，剩余油呈“互層式”分布，主要分布在儲(chǔ)層物性相對(duì)較差和注入水未波及的區(qū)域。

2 周期注水在L1 長(zhǎng)8 油藏的應(yīng)用

2.1 區(qū)域概況

2.1.1 地質(zhì)特征 L1 長(zhǎng)8 油藏位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中西部，為三角洲前緣沉積體系控制下的低滲透巖性油藏，構(gòu)造為西傾單斜背景之上由差異壓實(shí)作用形成的一系列幅度較小的鼻狀隆起。油層組厚80 m左右，自下而上可細(xì)分為長(zhǎng)822、長(zhǎng)821、長(zhǎng)812、長(zhǎng)811四個(gè)油層段，其中長(zhǎng)811、長(zhǎng)822油層段三角洲前緣砂體最發(fā)育，為主要含油層系。砂體展布受沉積微相控制作用明顯，順河道方向砂體呈條帶狀展布，砂體連通性較好，砂體厚度較大，分布范圍較廣，向河道兩側(cè)砂體減薄，砂體整體呈北西南東向展布。

表1 L1 長(zhǎng)8 主力層儲(chǔ)層物性對(duì)比

2.1.2 儲(chǔ)層物性及非均質(zhì)性 L1 區(qū)主力層長(zhǎng)811、長(zhǎng)822有效厚度平均10.3 m、11.2 m，巖心分析空氣滲透率分別為0.61×10-3μm2、1.15×10-3μm2，有效孔隙度分別為9.35 %、10.48 %，原始含水飽和度分別為44.0 %、55.1 %（見(jiàn)表1）。

通過(guò)對(duì)各小層測(cè)井解釋滲透率非均質(zhì)參數(shù)統(tǒng)計(jì)，姬塬長(zhǎng)811小層滲透率變異系數(shù)相對(duì)均質(zhì)型占30 %，非均質(zhì)型占21 %，嚴(yán)重非均質(zhì)型占49 %；長(zhǎng)812小層滲透率變異系數(shù)相對(duì)均質(zhì)型占32%，非均質(zhì)型占21%，嚴(yán)重非均質(zhì)型占47 %；長(zhǎng)821小層滲透率變異系數(shù)相對(duì)均質(zhì)型占31 %，非均質(zhì)型占19 %，嚴(yán)重非均質(zhì)型占50 %；長(zhǎng)822小層滲透率變異系數(shù)相對(duì)均質(zhì)型占28 %，非均質(zhì)型占26 %，嚴(yán)重非均質(zhì)型占46 %。根據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，長(zhǎng)8 油藏各小層層內(nèi)滲透率均為嚴(yán)重非均質(zhì)型，開(kāi)發(fā)難度較大。

2.1.3 裂縫發(fā)育情況 根據(jù)巖心觀察、裂縫成像測(cè)井結(jié)果、示蹤劑、水驅(qū)前緣等特殊測(cè)試及動(dòng)態(tài)驗(yàn)證，L1 區(qū)天然裂縫及人工裂縫相互交織，組成了區(qū)域的地層裂縫系統(tǒng)。分區(qū)域來(lái)看，裂縫主要集中發(fā)育于西北部、中部及西南部長(zhǎng)822區(qū)（見(jiàn)圖2）。

西北部：超低滲Ⅱ類儲(chǔ)層，見(jiàn)水后液量變化不明顯，示蹤劑測(cè)試、注水調(diào)整驗(yàn)證，見(jiàn)水方向呈多方向性。裂縫見(jiàn)水井28 口，占比80.0 %，多方向20 口，單一方向8 口。

中部：超低滲Ⅱ類儲(chǔ)層，成像測(cè)井顯示發(fā)育兩組近直角天然裂縫，初期見(jiàn)水方向單一，后期增加，目前呈多方向性。裂縫見(jiàn)水井38 口，占比84.4 %，多方向29口，單一方向9 口。

圖2 巖心觀察圖

西南部：超低滲Ⅰ類儲(chǔ)層，初期見(jiàn)效均勻，生產(chǎn)3～5 年后見(jiàn)效見(jiàn)水，形成南北向條帶狀水線。裂縫見(jiàn)水井28 口，占比90.3 %，多方向12 口，單一方向16 口。

2.1.4 水驅(qū)矛盾

平面上：局部微裂縫發(fā)育，累計(jì)出現(xiàn)見(jiàn)水井178口，占開(kāi)井?dāng)?shù)15.6 %，累計(jì)損失產(chǎn)能297 t，裂縫主側(cè)向壓差大，平面矛盾突出。

剖面上：層間層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)，吸水不均井比例逐年增大，目前占比達(dá)35.7 %，注水效率下降，剖面矛盾突出。

2.1.5 常規(guī)治理效果變差 常規(guī)注水調(diào)整有效率下降。隨著累計(jì)注采比的逐年增大，油井見(jiàn)水方向增加，水驅(qū)矛盾逐漸加劇。注水調(diào)整井次逐年上升，但油井見(jiàn)效率及增油效果逐年變差。

部分井調(diào)剖調(diào)驅(qū)效果有限。近兩年來(lái)，PEG 堵水和聚合物微球調(diào)驅(qū)已成為改善水驅(qū)的主要治理手段，規(guī)模實(shí)施具有一定效果，但部分單元有效率低或有效期短，適應(yīng)性較差。

2.2 油藏?cái)?shù)值模擬

針對(duì)主向井裂縫見(jiàn)水、側(cè)向井能量不足，平面矛盾突出，與常規(guī)注水調(diào)整方式對(duì)比的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)六種注水方式，開(kāi)展數(shù)值模擬研究（見(jiàn)圖3）。

通過(guò)數(shù)值模擬，反階梯注水油井井底壓力提升幅度最大，其次是恒速注水，正階梯注水油井壓力提升幅度最小，反階梯注水井井底壓力提升幅度最小，抑制低滲透裂縫過(guò)多開(kāi)啟，從而較好的控制含水上升速度，而正階梯注水更容易將注水井井底過(guò)多裂縫開(kāi)啟，從而易導(dǎo)致油井水淹[3]。

圖3 六種注水方式數(shù)值模擬成果圖

表2 試驗(yàn)區(qū)注水階梯優(yōu)化表

通過(guò)六種注水方式在壓力抬升、水驅(qū)波及范圍等方面的對(duì)比，得出反階梯溫和注水方式下油井井底壓力提升幅度最大，注水井井底壓力提升幅度最小。

2.3 參數(shù)優(yōu)化

（1）注水量波動(dòng)幅度優(yōu)化：周期注水采油的關(guān)鍵是既要造成地層壓力的明顯波動(dòng)，又要保持油藏有足夠的驅(qū)油能量。只要注水壓力不超過(guò)微裂縫開(kāi)啟壓力，注水波動(dòng)幅度越大，周期注水效果越好。

注水波動(dòng)幅度=（增注時(shí)注水量-減（停）注時(shí)注水量）/（2×穩(wěn)定注水時(shí)注水量）

（2）相對(duì)注水頻率優(yōu)化：隨著相對(duì)注水頻率的減小，周期注水效果越好，且相對(duì)注水頻率相同時(shí)，弱應(yīng)力敏感油藏停注時(shí)間越長(zhǎng)，注水效果越好。

相對(duì)注水頻率=開(kāi)注時(shí)間/停注時(shí)間

壓力傳導(dǎo)速度快（裂縫型油藏），應(yīng)以高頻、短停注時(shí)間方式（相對(duì)注水頻率為1，停注時(shí)間15 d）周期注水；壓力傳導(dǎo)速度慢油藏，應(yīng)以低頻、長(zhǎng)停注時(shí)間方式（相對(duì)注水頻率為0.5、停注時(shí)間30 d）周期注水[4]。

2.4 西北部先導(dǎo)試驗(yàn)效果分析評(píng)價(jià)（反階梯注水）

2.4.1 區(qū)域水驅(qū)矛盾 西北部?jī)?chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，微裂縫較發(fā)育，見(jiàn)水初期即表現(xiàn)出多方向性，但見(jiàn)水后液量變化不明顯，常規(guī)注水調(diào)整效果差，開(kāi)發(fā)矛盾突出。

2.4.2 實(shí)施效果及評(píng)價(jià)

2.4.2.1 見(jiàn)效情況 2015 年實(shí)施7 個(gè)井組，對(duì)應(yīng)油井28 口，見(jiàn)效比例39.3 %，綜合含水由57.6 %下降到48.3 %，降含水效果明顯。但2017 年底二次含水上升，效果變差，及時(shí)優(yōu)化階梯后，3 個(gè)月后再次見(jiàn)效（見(jiàn)表2）。

2.4.2.2 剖面變化情況 試驗(yàn)區(qū)吸水剖面測(cè)試成果4口，單井吸水厚度由8.17 m 上升到9.04 m，水驅(qū)動(dòng)用程度由58.5 %上升到71.7 %，且3 口井注入形態(tài)逐漸變好。

2.4.2.3 地層能量恢復(fù)情況 與實(shí)施前相比，區(qū)域地層壓力由14.37 MPa 上升到14.99 MPa，壓力保持水平由76.7 %上升到80.0 %，地層能量逐步恢復(fù)，且主側(cè)向壓差減小，階段效果較好（見(jiàn)圖4）。

圖4 試驗(yàn)區(qū)主側(cè)向壓差變化圖

2.4.2.4 試驗(yàn)區(qū)效果評(píng)價(jià) 試驗(yàn)區(qū)綜合含水下降，動(dòng)用程度提高，遞減減小，地層能量恢復(fù)，主側(cè)向壓力差減小，整體適應(yīng)性較好（見(jiàn)圖5）。

圖5 試驗(yàn)區(qū)含水與采出程度曲線

2.4.3 擴(kuò)大試驗(yàn) 2016-2019 年，借鑒西北部試驗(yàn)的成功經(jīng)驗(yàn)，向油藏東南部及西南部擴(kuò)大試驗(yàn)，截止目前共計(jì)4 個(gè)區(qū)域?qū)嵤?53 個(gè)井組，整體效果良好。

2.5 水平井區(qū)試驗(yàn)（間注）

2.5.1 開(kāi)發(fā)矛盾 針對(duì)水平井隨著開(kāi)發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，含水持續(xù)上升，累計(jì)見(jiàn)水井持續(xù)增多（9 口），見(jiàn)水比例56.3 %，且見(jiàn)水方向不斷增多，開(kāi)發(fā)效果持續(xù)變差，控水難度大。

圖6 西北部水平井間注示意圖

2.5.2 調(diào)整對(duì)策及效果 對(duì)策：隔排異步間注。2019年4 月優(yōu)先在西北部實(shí)施間注12 個(gè)井組，初期間注周期為15 d。

實(shí)施效果：綜合含水由85.9 %下降到56.3 %，自然遞減明顯下降，目前為負(fù)遞減，控水穩(wěn)油效果顯著（見(jiàn)圖6）。

典型井LP7 井：對(duì)應(yīng)5 口注水井于2019 年5 月實(shí)施間注，含水下降明顯，但目前日產(chǎn)液呈下降趨勢(shì)，從示功圖可看出，充滿程度變差。下步計(jì)劃試驗(yàn)兩種方案（改變周期、改變注水量），對(duì)比效果。

3 結(jié)論

（1）反階梯注水可改善注水井剖面注入形態(tài)，增加縱向動(dòng)用程度，擴(kuò)大注入水波及范圍。

（2）反階梯注水可有效提高地層能量，同時(shí)減小裂縫區(qū)主側(cè)向壓差，對(duì)改善平面水驅(qū)起到積極的作用。

（3）反階梯注水效果隨著周期數(shù)的增加而減弱（存在有效期），需及時(shí)優(yōu)化參數(shù)。

（4）反階梯注水在微裂縫發(fā)育、主側(cè)向矛盾初顯期效果好，能夠有效減緩平面矛盾。

（5）間注可有效控制水平井含水上升速度，適應(yīng)性較好，但間注參數(shù)需進(jìn)一步試驗(yàn)調(diào)整。