吴410 长6 油藏水驱状况调查及治理对策研究

2014-12-24姬程伟熊志明曹培旺庄腾腾

石油化工应用 2014年11期

关键词：水驱单井水井

姬程伟，熊志明，曹培旺，赵迁，庄腾腾

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

吴410 长6 油藏为岩性油藏，天然能量贫乏，原始驱动类型以弹性溶解气驱为主。前期实施超前注水，奠定地层能量基础，投产初期平均单井日产油2.37 t，产量稳定。

2008 年以前实施超前注水，奠定地层能量基础。

2008-2010 年投产早期强化注水，促使油井见效，建立有效压力驱替系统。

2010-2012 年强化注水见效后保持温和注水格局，防止油井含水迅速上升，延长无水采油期，提高采收率。

2012-目前保持温和注水格局下，精细注采调控，追求局部注采平衡，保证油藏合理的压力恢复速度。

1 整体水驱现状

通过历年分层注水、酸化、化学堵水等剖面治理措施水驱动用程度逐年稳步提升，对比2013 年吴410 长6 油藏目前井均吸水厚度由12.6 m 上升至13.1 m，水驱动用程度由65.8 %逐步提升到69.1 %，水驱控制程度由2011 年的88.4 %稳步提升至99 %，水驱特征曲线平稳，油藏开发形式稳定。但油藏北部伴随着累积注入量的增大，NE50°裂缝开启，水驱动用程度略有下降，油藏东部由于隔夹层发育注水井单层突进，吸水下移，通过整体调剖和分注，水驱状况开始有所好转（见图1）。

图1 吴410 油藏2013-2014 水驱统计柱状对比图

2 目前水驱存在的问题及成因分析

2.1 油藏东北部剖面吸水下移，水驱不均

对比历年所测吸水剖面的分析对比发现，吴410油藏东北部吸水剖面下移比例逐年增加，2014 年吸水下移比例高达34.1%。水驱开发形势严峻。以旗87-96为例，随着累计注入量的逐年累加，旗87-96 的吸水剖面由初期的均匀吸水到指状吸水再到目前的底部尖峰吸水，吸水状况逐年变差。

通过研究吴410 储层物性特征发现，吴410 长61储层变异系数0.33，突进系数1.64，渗透率级差5.39，为中高非均值储层。在吴410 长6 油藏东部隔夹层发育密度大，且连片性强，储层具有较高的非均值性使得油藏注水开发平面、剖面矛盾进一步加剧（见表1）。

表1 吴410 分单元储层非均质性统计表

从沉积学角度分析，吴410 长612层为多期河道叠加的正韵律沉积，底部物性好，储层孔渗条件上差下好，注入水在重力作用影响下，易沿底部高渗透层段推进，形成优势通道，造成剖面上吸水不均一、吸水下移，油藏水驱动用程度差，注水有效率低。同时间隔50 d的两次ERT 测试结果显示长4+5 和长61电阻率未发生变化，长62低电阻区域明显扩大，注入水存在向下窜层现象导致注水有效率低，存水率不断下降。

2.2 油藏北部NE50°水驱优势方向见水，主侧向水驱矛盾较大

借鉴水驱前缘、原始微地震监测以及井间（旗89-99 井）示踪剂监测结果，吴410 北部水驱主流方向均呈NE-SW 向，角度在35.5°～53.5°。北部油层条件好，连通性强，注入水容易延裂缝线突进，沟通油水井。水驱主向上油井见水多为暴性水淹，见水后水驱效率降低，存水率下降，储量利用率低。油井主向见水为降低含水，对对应注水井实施弱化注水后，侧向井液量下降明显，二者矛盾突出，稳产难度加大。

微观结构上分析，砂岩颗粒长轴总是沿河道延伸方向顺向排列，注入水更容易沿着颗粒顺向排列方向突进，同时河道砂体延伸方向与最小地应力方向一致时，微裂缝更容易开启。

通过对400 多口井长612声波时差曲线数据进行R/S 分析表明，裂缝相对发育的井分形维数较高，平均值在1.2。中高含水井主要分布在裂缝发育区域，表明该区域油井见水与地层裂缝密切相关。

图2 旗86-95 开采现状图

依据吴410 区长6 储层裂缝发育区预测图显示，油藏北部NE50°裂缝发育，因裂缝窜流，导致裂缝两侧的采油井见效慢，液量下降，注水效果差。例如旗87-95井见水后水驱状况由开始的均匀水驱变成单向水驱，侧向井旗86-95 井液量下降，地层压力由13.07 MPa 下降到12.30 MPa，水驱效果变差（见图3，图4）。

图3 吴410 长6 油藏注水受效示意图

图4 旗86-95 生产曲线

2.3 油藏南部物性差，注采压差大，水驱不见效

相比于油藏北部主力区，吴410 南部物性较差，注采压差较大，注水压力无法传达至油井，注水井见效慢，产量持续递减，油井低产低效。对比北部初期日产液4.81 m3，南部初期日产液2.12 m3，单井产油仅为北部单井产油的一半，且产量递减大，目前南部小于0.5 t 井22口，占总计数的41%，单井日产油0.26 t，整体低产低效。

经研究表明，油藏要建立有效的压力驱替系统需满足一定的线性关系（见图5），吴410 长61平均渗透率为0.59×10-3μm2，而南部物性更差，根据公式计算，储层启动压力梯度为0.127 8 MPa/m；油藏南部开发中建立有效地压力驱替系统需要克服较大的启动压力梯度，有效的压力驱替系统难以建立。

图5 储层渗透率与启动压力梯度关系曲线

3 吴410 长6 油藏水驱治理对策研究及效果分析

针对开发中存在的问题，以及多年来的水驱剖面治理经验，逐步形成了适用于吴410 长6 油藏水驱剖面治理的“精细平面注采调整稳油控水技术”、“抑制底部、强迫顶部吸水剖面治理技术”和“油井措施引效，均衡水驱”相结合的治理对策。

3.1 精细平面注采调整技术

吴410 区长6 油藏北部目前地层压力14.5 MPa，地层压力保持水平97.2 %，2014 年6 月油藏月度注采比4.22。平均单井日注水量25 m3～26 m3，温和注水后含水上升速度减缓。2014 年对吴410 油层进一步细分流动单元合理注水开发技术政策，坚持油藏北部总体温和、局部强化的前提下，依据分单元注水井吸水状况以及注水见效情况的差异，精细单井注水、平面调整，改善平面水驱矛盾，油藏南部则继续扩大不稳定注水区域，以改善剖面吸水。2014 年共计开展注采调整30井次，其中下调注水11 井次，下调注水62 m3，上调注水19 井次，上调配注139 m3，累积增油565 t；不稳定注21 井次，累积增油338 t。增油效果显著，有效的实现了稳油控水的治理目标（见表2，表3）。

表2 采油九厂2014 年6 月注水平面调整效果统计表

表3 采油九厂2014 年6 月注水井不稳定注水效果统计表

根据吴410 长6 油藏目前油藏生产动态，利用油田开发早期遵循的物质平衡方程绘制出吴410 区注采比与含水关系曲线，以及矿场统计法绘制出吴410 区注采比与含水、递减关系图分析对比得出当注采比大于4.0 时，油井容易见水；当注采比小于4.2 时，油井递减小，认为吴410 区合理注采比为4.0～4.2。同时考虑启动压力梯度与裂缝的影响以及注水强度与井距的关系，应用相应的理论方程计算得出吴410 长6 油藏的合理注水强度为1.2 m3/d·m。

通过上述理论分析，结合吴410 油藏北部点状见水增多和东部含水持续上升的现状，制定出相应的分流动单元注水方案（见表4），继续加强剖面治理，持续分单元精细注采调控，改善水驱状况，恢复地层能量。

表4 吴410 区2014 年分流动单元注水方案表

3.2 抑制底部、强迫顶部吸水剖面治理技术

吴410 区长6 油藏剖面吸水状况多表现为指状、尖峰、单层吸水、吸水下移状，水驱油效率差，2013 年以来油藏剖面治理工作以“抑制底部吸水，强迫顶部吸水”为治理思路，开展了以注水井底部化学调驱、补孔调剖、暂堵酸化、层内分注为主剖面治理技术，提高了措施区水驱动用程度，增油效果明显，递减趋势得到控制。

3.2.1 层内分注，提高顶部注水量主要是针对主力层段油层厚度大，多段动用且上下段吸水比例差异大，吸水不均，对旗91-82 等41 口注水井实施分注。对应油井170 口，见效36 口，见效油井由见效前评价单井产油由0.84 t 上升到1.04 t，累计增油1 133 t（见表5）。以旗95-74 井为例，分注措施前上段不吸水，且吸水下移，吸水厚度为11.6 m，水驱动用程度为74.6 %，分注措施后，吸水厚度明显增加，达到13.1 m，水驱动用升高到84.2 %，且上段均匀吸水，达到了抑制底部、强迫顶部吸水的剖面治理目标。

表5 吴410 长6 油藏分层注水效果统计表

3.2.2 单注油藏顶部针对主力层段油层厚度大，多段动用且底部尖峰吸水、吸水下移，底部射孔段与油井对应关系差，对旗97-96 等3 口井实施机械隔/单注、水泥挤封底部射孔段，迫使顶部吸水，吸水厚度由5.6 m上升到7.9 m，吸水段平均上移5.3 m，对应油井24 口见效5 口，单井日增油0.23 t。提高水驱油效率。

3.2.3 暂堵酸化针对同一层段内不同射开段指状或尖峰吸水，实施暂堵酸化措施，改善吸水剖面，以旗87-96 井为例，吸水剖面由措施前的底端尖峰状吸水，改善为均匀吸水，既增加了吸水厚度，又提高了水驱动用和控制程度，成功实现了油藏水驱剖面治理的目的。3.2.4 化堵调剖提高井网适应性化学堵水是指通过化学剂的物理、化学堵塞作用，限制或降低出水层段的产水能力，同时限制或降低高渗层段的吸水能力，改善注水井吸水剖面，进而改变水驱方向，提高水驱波及体积，提高采收率。化学堵水也是目前治理裂缝型见水最有效的手段。由单井点裂缝见水井堵水向沿裂缝带整体堵水转变，均匀油藏水驱方向，阻止裂缝继续延伸，提高侧向水驱波及体积，整体改善油藏水驱状况，达到控水稳油目的。

吴410 油藏北部见水主要为裂缝型见水，主要针对底部尖峰吸水，水驱动用程度较低，注入水沿裂缝或高渗段单层突进，井组内油井含水上升，2013 年至今对旗83-98 等10 口井实施化学堵水调剖。对应油井50 口，见效13 口，日增油3.2 t，累计增油790 t，累计降水1 189 m3；堵水后注水井正常注水，注水压力平均上升1.8 MPa，吸水厚度增加2.6 m，局部井网适应性得到了提高（见表6）。

表6 吴410 整体堵水调剖效果统计表

3.3 措施引效，均衡平面水驱

根据吴410 长6 油藏储层特征及开发特点制定并执行相应酸化压裂改造措施。该区储层储渗性能相对较好，受储层非均质性影响，高强度改造造成裂缝沟通，注入水沿高渗方向驱动，部分油井水驱作用小，油层的有效渗流通道堵塞，造成低产低效。根据低产低效机理，采取相应措施，改善油层有效渗透率，均衡平面水驱（见表7）。