陳曉微，李明松

(1.中國石化東北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，吉林長春 130062；2.中國石化東北油氣分公司十屋采油廠)

1 注水存在的問題

七棵樹油田構(gòu)造上整體為一個(gè)北東高西南低的單斜構(gòu)造。沉積微相主要為扇三角洲前緣的水下分流河道。目的層為沙河子組，平均油藏埋深2100 m左右，平均孔隙度為10.92%；平均滲透率為6.97×10-3μm2，為低孔特低滲儲層。受沉積微相影響儲層平面非均質(zhì)性和層間非均值性均較強(qiáng)。

七棵樹油田開發(fā)過程中受注水跟不上開發(fā)進(jìn)度、邊部物性差注不進(jìn)水、儲層非均質(zhì)性強(qiáng)等影響，出現(xiàn)累積地下虧空大、注水突進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重、注水波及體積小、儲量動用不均勻、油井產(chǎn)量遞減幅度大等一系列的問題，嚴(yán)重影響了該區(qū)的注水開發(fā)效果。

(1)注采井網(wǎng)不完善。10井區(qū)北部混合井網(wǎng)區(qū)域，由于井距過大，存在儲量無法控制的情況。

(2)注水時(shí)機(jī)滯后。該區(qū)的23個(gè)注采井組，開發(fā)方案論證應(yīng)采用超前注水方式開發(fā)，但受產(chǎn)建進(jìn)度制約，僅有4個(gè)井組實(shí)施超前注水，另外19個(gè)井組均滯后半年左右注水，還有部分水井受物性影響一直注不進(jìn)水，導(dǎo)致該區(qū)油井投產(chǎn)后初產(chǎn)相對較低，產(chǎn)量遞減幅度大。

(3)壓力保持水平低。在該區(qū)開發(fā)方案中，利用數(shù)模對該區(qū)壓力保持水平進(jìn)行優(yōu)化評價(jià)，優(yōu)化結(jié)果是將地層壓力水平保持到原始地層壓力的1.2倍左右開發(fā)，可以獲得最好的開發(fā)效果。該區(qū)投入產(chǎn)建以后受注水現(xiàn)狀制約，實(shí)際壓力保持水平很低，2010年該區(qū)壓力保持水平為原始地層壓力94 %， 2011年6月份該區(qū)壓力保持水平僅為原始地層壓力的33%，目前該區(qū)壓力保持水平為原始地層壓力的50%。

(4)物性差的區(qū)域注不進(jìn)水。該區(qū)的注水實(shí)踐證明，當(dāng)注水井段滲透率小于0.8×10-3μm2時(shí)，注水井段在最大井口注入壓力小于25 MPa時(shí)注不進(jìn)水，而該區(qū)注水管柱設(shè)計(jì)承受的最大壓力是25 MPa(常壓)，受地面工程條件的限制，該區(qū)共有水井23口，其中常壓下能注入水的僅有12口，不到總注水井?dāng)?shù)的60%。

(5)層間矛盾突出。通過對該區(qū)動態(tài)監(jiān)測資料進(jìn)行分析，常壓下可注入水的水井12口，其中測過吸水剖面的共有9口，僅有2口吸水相對均勻，另外7口吸水存在嚴(yán)重的單層突進(jìn)現(xiàn)象，吸水多的層位相對吸水量在80%～90%之間，吸水少的層位相對吸水量在10%～20%之間，而該區(qū)油井產(chǎn)液和水井吸水對應(yīng)關(guān)系好。由此可見該區(qū)層間矛盾突出，縱向上儲量動用不均勻。

(6)平面矛盾不可忽略。受沉積微相控制，平面上位于河道中部的油水井砂體厚度大，地層連通性好，物性好，日產(chǎn)油量及日注水量大。往河道邊部到席狀砂部位砂體厚度變薄，地層連通性差，物性差，常壓下存在注不進(jìn)采不出現(xiàn)象。平面矛盾突出造成儲量在平面上的動用極不均勻。

2 改善注水措施

2.1 完善注采井網(wǎng)井位效果分析

針對10井區(qū)北部混合井網(wǎng)區(qū)因?yàn)榫噙^大而儲量無法控制的情況，通過數(shù)值模擬選擇壓力平衡區(qū)部署完善注采井網(wǎng)井位3口。初期平均單井日產(chǎn)油7t，目前這3口油井投產(chǎn)近兩個(gè)月，幾乎保持穩(wěn)產(chǎn)，其中10-16井產(chǎn)量呈現(xiàn)上升趨勢。截至2014年1月2日，這3口井累產(chǎn)油1 920 t,新增動用儲量8.7×104t。

2.2 超前注水井組效果分析

針對該區(qū)早期的滯后注水井組對應(yīng)油井投產(chǎn)后產(chǎn)量遞減快，穩(wěn)產(chǎn)期短等情況，在該區(qū)4個(gè)井組實(shí)施超前注水，并對該區(qū)超前注水井組和滯后注水井組的生產(chǎn)情況進(jìn)行對比，發(fā)現(xiàn)超前注水在該區(qū)開發(fā)中存在兩個(gè)明顯的優(yōu)勢：

(1)超前注水較滯后注水油井初期遞減小，穩(wěn)產(chǎn)期長。10P1井和8P1井都處于砂體核部，兩井所處部位砂體厚度和物性相當(dāng)。10P1井對應(yīng)水井超前注水1個(gè)月，保持初產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)一年，而8P1井滯后12個(gè)月注水，水井投注時(shí)該井原油脫氣嚴(yán)重，沒有穩(wěn)產(chǎn)期，產(chǎn)量遞減幅度大，投產(chǎn)9個(gè)月后產(chǎn)量降為初產(chǎn)的38.8%，折算成年遞減44.8%(見表1)。

表1 不同注水時(shí)機(jī)生產(chǎn)效果對比表

(2)在一定的時(shí)間界限內(nèi)，超前注水的時(shí)間越長，油井初產(chǎn)提高的幅度越大。10P1井超前1個(gè)月注水，投產(chǎn)初期產(chǎn)量與8P1井相當(dāng)，提高幅度不明顯。8-21井與8-2-1井都位于砂體邊部，砂體厚度和位置相當(dāng)。 8-21井對應(yīng)的注水方式為超前20個(gè)月注水；8-2-1井于對應(yīng)的注水方式同步注水。8-21井常規(guī)測試后投產(chǎn)初期日產(chǎn)油7.88 t；8-2-1井壓裂測試后投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油5.33 t， 8-21井初產(chǎn)是8-2-1井的1.48倍，提高幅度比較明顯。

2.3 有效解決壓力保持水平低帶來的問題[1-3]

針對壓力保持水平低而帶來油井脫氣、產(chǎn)量遞減過快的問題，適當(dāng)提注補(bǔ)充地層能量，并適當(dāng)縮小生產(chǎn)壓差，避免了油井脫氣現(xiàn)象，減緩了油井產(chǎn)量遞減。

8P1井投產(chǎn)的前9個(gè)月里，一直沒有能量補(bǔ)充，投產(chǎn)的第4個(gè)月就開始脫氣，產(chǎn)量遞減幅度大，折算為年遞減44.8%。針對這一現(xiàn)象，及時(shí)對鄰井8-1井進(jìn)行轉(zhuǎn)注并適當(dāng)縮小該井生產(chǎn)壓差。截至目前，該井在水井注水后的14個(gè)月里產(chǎn)量一直保持相對穩(wěn)定，遞減幅度低，折算成年遞減僅有10%，不到初期年遞減的1/4。

2.4 周期增注效果研究[4-7]

鑒于七棵樹油田平面和層間非均質(zhì)性比較強(qiáng)，采取高壓和低壓交替注水的方法增注。將一個(gè)注水周期分為升壓的半個(gè)周期和降壓的半個(gè)周期，在升壓的半個(gè)周期里，高滲層壓力升高比較快，高滲層(區(qū))壓力高于低滲層(區(qū))壓力，此時(shí)注入水進(jìn)入低滲層(區(qū))；在降壓的半個(gè)周期里，高滲層壓力下降比較快，高滲層(區(qū))壓力低于低滲層(區(qū))壓力，低滲區(qū)的油水在壓差作用下進(jìn)入高滲區(qū)從而被采出，提高水驅(qū)波及系數(shù)，進(jìn)而提高采收率。

采用這個(gè)原理，在該區(qū)常壓下難注入水的11口注水井中，選擇相對獨(dú)立的7口注水井進(jìn)行增注實(shí)驗(yàn)。在高壓半個(gè)周期里注水壓力28 MPa左右，低壓半個(gè)周期里的注水壓力為8 MPa左右，選擇4個(gè)月為一個(gè)注水周期，其中2個(gè)月為高壓周期，2個(gè)月為低壓周期。目前該區(qū)增注試驗(yàn)取得較好成果，平均單井日增注5 m3左右，對應(yīng)油井單井日增產(chǎn)0.5t左右。

2.5 分層注水效果分析

針對該區(qū)吸水存在單層突進(jìn)現(xiàn)象，選擇了北部的1井組和8-5-1井組實(shí)施分層注水試驗(yàn)，目前已初見成效。2013年7月選擇了4口進(jìn)行了分層注水， 8-4-2井所對應(yīng)的2口水井都進(jìn)行了分注作業(yè)，分注前主要吸水層位為同一個(gè)小層，該小層相對吸水量為78%，為主要?jiǎng)佑脤?。水井分?個(gè)月后，這2口水井的吸水量相對均勻，兩個(gè)小層的相對吸水量均為50%左右，8-4-2井也呈現(xiàn)明顯的見效趨勢，平均日增油0.5 t左右，對應(yīng)的油井產(chǎn)量遞減明顯變緩。

2.6 平面矛盾得到有效緩解

針對該區(qū)儲層平面非均值性強(qiáng)的問題，在該區(qū)產(chǎn)建和完善注采井網(wǎng)及注水的過程中都充分考慮如何減緩平面矛盾，減緩水平井產(chǎn)量遞減幅度，有效控制水平井綜合含水上升速度。主要采取了以下幾個(gè)方面的措施。

(1)在水平井第一個(gè)壓裂點(diǎn)附近300 m以內(nèi)，先期不部署油井，盡量減緩井間干擾。

(2)針對水平井特殊的滲流方式，盡量不在水平井根部部署水井或者盡量降低根部注水，加強(qiáng)趾部注水，力求減緩水平井水淹速度。

在保證不影響采收率的情況下，上述措施將對應(yīng)水平井投產(chǎn)初期的年遞減控制在10%以內(nèi)，在投產(chǎn)的前2年時(shí)間里成功將水平井的綜合含水控制在20%以內(nèi)。

3 結(jié)論及建議

(1)建議在低滲透儲層可先部署水井超前補(bǔ)充能量進(jìn)行開發(fā)，超前注水時(shí)機(jī)可通過數(shù)模模擬出最優(yōu)壓力保持水平后，視實(shí)際注水情況確定。

(2)對于壓力保持水平低造成油井脫氣而帶來產(chǎn)量遞減過快的問題，宜適當(dāng)提注補(bǔ)充地層能量，并適當(dāng)縮小生產(chǎn)壓差。

(3)高低壓不穩(wěn)定周期增注技術(shù)可以增加注水量，擴(kuò)大體積波及范圍，提高采收率，對開發(fā)非均值性強(qiáng)的低滲透油藏有很積極的推進(jìn)作用，值得推廣應(yīng)用。

(4)對于該區(qū)層間矛盾比較突出的區(qū)域，建議先對水井進(jìn)行分層注水，若分層注水效果不好，再考慮分層采油。

(5)該區(qū)水平井開發(fā)技術(shù)取得較好效果，既有效控制了產(chǎn)量遞減，又有效限制了含水上升速度，減緩了平面矛盾，提高了采收率，值得在相關(guān)領(lǐng)域推廣使用。

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