閆海霞，牟漢兵，李志超，胡中欣，陳 慧

(中國石化河南油田分公司采油一廠，河南桐柏 474780)

利用動態(tài)調(diào)整方法改善趙凹油田非均質(zhì)油藏開發(fā)效果

閆海霞，牟漢兵，李志超，胡中欣，陳 慧

(中國石化河南油田分公司采油一廠，河南桐柏 474780)

趙凹油田儲層屬于近物源陡坡型扇三角洲沉積體，儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重，目前油田進(jìn)入高含水開發(fā)階段，地下剩余油分布更加復(fù)雜、隱蔽，挖潛難度大，需采取有效的技術(shù)手段在剩余油富集區(qū)注水井與采油井間建立有效的驅(qū)動壓差，促進(jìn)剩余油的合理流動。通過實施合理動態(tài)調(diào)整，促進(jìn)了液流轉(zhuǎn)向，擴(kuò)大了注水波及體積，提高了注水效率，單元開發(fā)形勢明顯好轉(zhuǎn)。

趙凹油田；非均質(zhì)性油藏；油藏開發(fā)；動態(tài)調(diào)整

趙凹油田構(gòu)造位置處于泌陽凹陷南部陡坡帶前姚莊鼻狀構(gòu)造西南部，含油面積8.8 km2，地質(zhì)儲量484×104t。儲層屬于近物源陡坡型扇三角洲沉積體，巖性較粗，以含礫狀砂巖為主，儲層疊合程度差，含油層數(shù)多、井段長，油藏埋藏較深。目前采出程度僅23.56%，綜合含水高達(dá)95.98%，與其它稀油油田相比，在相同采出程度下綜合含水高10個百分點。

1 注水開發(fā)存在的主要問題

1.1 層間水驅(qū)動用差異大

趙凹油田受多物源沉積影響，油砂體多，非主力油砂體動用程度差，而主力油砂體主要以近物源水道沉積為主，地層沉積厚度大，動用程度高?？v向非均質(zhì)性嚴(yán)重，縱向上高、中、低滲透層段并存，層間滲透率級差1.21～35，變異系數(shù)0.09～0.86，層間非均質(zhì)性較強。根據(jù)吸水和產(chǎn)液剖面資料顯示，多層合注合采，層間干擾十分嚴(yán)重，主力層Ⅳ31層間動用差異大，且受注采對應(yīng)狀況及地層滲透性差異影響。趙2井吸水剖面解釋9段注水厚度33 m，日注水量170 m3，平均吸水強度5.2 m3/(m·d)，其中吸水強度小于3 m3/(m·d)有5段12.4 m，平均吸水強度只有0.2 m3/(m·d)，層內(nèi)吸水差異大不利于特高含水期改善開發(fā)效果。趙凹油田非主力層注采連通狀況較差，不連通及單向的層數(shù)為131層，非主力油砂體和小油砂體不連通及單向的層數(shù)為79層，占總不連通及單向?qū)訑?shù)的60.3%。厚度大連通性好的高滲透厚層動用程度高，低滲層水驅(qū)動用難度大、水驅(qū)油效率低，造成剩余油某些層段相對富集。

1.2 平面非均質(zhì)影響水驅(qū)油效果

趙凹油田油砂體多，平面分布范圍廣，由于距物源近，沉積快，亞相帶分布不明顯，厚度變化快，油層從最厚部位至尖滅，厚度減少梯度為2～4 m/100 m。砂巖連通系數(shù)0.36～0.48，平均0.41，平面非均質(zhì)性較強，滲透率級差最大為138，最小為1.2，平均滲透率級差為31，變異系數(shù)大于0.7，突進(jìn)系數(shù)一般大于3，由于平面相帶變化快、注水方向性強、平面動用程度不均勻，在某些區(qū)域形成了剩余油富集區(qū)。

1.3 注水存在短路循環(huán)，注水利用率低

油田注水開發(fā)過程中受儲集層非均質(zhì)性、水油流度比、注入水長期沖刷、剝蝕等影響，出現(xiàn)差異滲流現(xiàn)象，逐漸產(chǎn)生優(yōu)勢滲流通道，表現(xiàn)為注入水快速突進(jìn)、注入水大多從大孔道采出、存水率低。趙凹油田近幾年總壓降不斷降低，雖然注水量自2004年起每年約6×104m3的增長，但壓力保持水平始終穩(wěn)定在70%左右，說明注水量有部分未注到目的層中，油水井存在短路循環(huán)，注入水利用效率低。

2 開發(fā)潛力分析[1-4]

2.1 主力油砂體潛力分析

2.1.1 主力油砂體平面上剩余油分布

趙凹油田屬于緩坡型扇三角洲沉積，平面油水分布規(guī)律主要受沉積環(huán)境的控制和影響。平面上，主力油砂體主要為近水道砂體，其非均質(zhì)性較強。在水下分流河道主體部位一般為高滲透層，且為中-強水淹層，這類油層的原始含油飽和度較高，盡管在注水開發(fā)中水淹較嚴(yán)重，驅(qū)油效果較好，但仍有一定量的剩余油分布。在水下分流河道側(cè)緣和水下分流河道間油層變薄、物性差區(qū)域，油藏非均質(zhì)特征決定了注入水總是沿河道主流線方向推進(jìn)，而在此區(qū)域油井后見效、后見水，水淹程度低。如趙43井Ⅳ31(3)(4)層位于分流河道間，解釋為中淹，2012年5月投產(chǎn)日產(chǎn)油3 t，不含水，水淹低，剩余油較富集。

2.1.2 主力油砂體縱向上剩余油分布

縱向上，受沉積韻律和層內(nèi)夾層的影響,低滲透層段水驅(qū)油效果差，水淹程度弱，有一定的潛力。趙凹油田沉積韻律以復(fù)合韻律為主，縱向上多個正韻律疊加成復(fù)合韻律，因此在頂部滲透率相對較低，在頂部相對低滲透段下面有一個較穩(wěn)定夾層，使其在平面可以連片分布，在開采過程中，由于層內(nèi)干擾，頂部吸水和開采程度相對較低。如趙46井位于水下河道主體部位，但受沉積韻律和層內(nèi)夾層的影響，該井頂部的Ⅳ31(1)(2)電測解釋為弱水淹，投產(chǎn)初期日產(chǎn)油11 t，含水71.5%。由上述規(guī)律分析：H3Ⅳ31(1)水淹程度低，動用程度相對較差。

2.2 非主力油砂體潛力分析

非主力油砂體井網(wǎng)控制程度低，采出程度低，整體動用差，有一定的潛力。趙凹油田非主力油砂體多、面積小、疊合程度差，井網(wǎng)控制程度低，采出程度低，一般低于20%，與主力油層相比，儲量動用程度差、潛力較大。如趙凹區(qū)的Ⅱ83油砂體，由于內(nèi)部注水效果差，控制井點少，采出程度低，油砂體西部無注水井點，邊外的趙8、趙2井注水難以見效，造成該層油井能量低，采出程度低，而東北部無采油井點控制，儲量利用程度低，有一定開發(fā)潛力。

2.3 受井網(wǎng)控制，部分區(qū)域剩余油富集

剩余油分布與井網(wǎng)關(guān)系密切。井網(wǎng)的分布特別是油水井的分布，直接影響到注采關(guān)系，而注采關(guān)系直接影響到注采效果。井網(wǎng)較為完善的注采系統(tǒng)內(nèi)，水驅(qū)效果好，剩余油分布相對較少，反之剩余油分布相對較多。趙凹油田非主力油層注采系統(tǒng)欠完善，可以部署新井或利用老井轉(zhuǎn)注完善井網(wǎng)，挖潛這部分潛力。

3 合理動態(tài)調(diào)整措施

動態(tài)調(diào)整貫穿于整個油藏開發(fā)過程，動態(tài)調(diào)整是注水產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整的基礎(chǔ)，它關(guān)系到每一個開發(fā)階段內(nèi)油藏調(diào)整效果的好壞。趙凹油田綜合含水高、儲層在平面和縱向上非均質(zhì)性嚴(yán)重，物性差異大，注水井吸水不均衡，儲量動用差異大，注采井網(wǎng)欠完善，形成了局部剩余油富集區(qū)域。在動態(tài)調(diào)配時，要從細(xì)化水驅(qū)可動用剩余油潛力評價著手，通過歷史井網(wǎng)識別優(yōu)勢注水方向，控制高能、強淹層無效注水，加強低能、潛力層有效注水，利用低效油井轉(zhuǎn)注，從而改變液流方向、擴(kuò)大注水波及體積，促使油井見效。

3.1 強驅(qū)方向降壓

儲層經(jīng)過長期注水沖刷，已形成優(yōu)勢滲流通道。通過對歷史井網(wǎng)恢復(fù)，注水見效規(guī)律、注水見效特征分析，識別優(yōu)勢注水方向；結(jié)合沉積微相研究，對注水好、水淹嚴(yán)重的井層實行降壓，控制優(yōu)勢方向注水，達(dá)到改變地下壓力場分布，促進(jìn)剩余油流動的目的。通過對趙26井組歷史井網(wǎng)恢復(fù)及注采流線分析，認(rèn)為其與趙23井存在優(yōu)勢注水通道，導(dǎo)致趙23井高能、高含水(圖1)，2014年1月對趙26井Ⅳ31(1-5)層日注水由80 m3下降到50 m3，同時對趙46井補孔Ⅳ31(5)層生產(chǎn)，控制截斷趙23井方向流場，增強泌83井方向流場。趙23井日產(chǎn)油由原來的1 t上升到9.5 t，日產(chǎn)水由66 m3下降到48 m3，含水由98.5%下降到83.5%，動液面由1048 m下降到1 178 m。泌83井日產(chǎn)油由1 t上升至1.8 t，日產(chǎn)水由56.6 m3下降到2.1 m3，含水由98.2%下降到96.6%，動液面由901 m上升到712 m，增油效果較好。

圖1 核三段Ⅳ31小層平面井網(wǎng)

3.2 弱驅(qū)方向增注

由于物性差或?qū)娱g干擾，部分區(qū)域長期注水效果差，造成油井低能低產(chǎn)。通過對這部分水井實施增注改造或提高注水量，提高注水波及體積，改善開發(fā)效果。

趙3井組由于邊水推進(jìn)(圖2)，水平井趙平3投產(chǎn)后趙3井一直未注水，經(jīng)動態(tài)分析認(rèn)為趙79-1井Ⅴ11層構(gòu)造低部位動用程度較差、剩余油富集。決定通過低部位注水，擴(kuò)大水驅(qū)控制程度，提高該區(qū)儲量動用程度。對趙3井Ⅳ5276上、Ⅴ11層注水由停上升到30 m3/d，對應(yīng)油井趙79-1井見到了較好的注水效果，日產(chǎn)油由3.3 t上升到10.6 t，日產(chǎn)水由21.5 m3下降到15.8 m3，含水由86.7%下降到59.7%，動液面由1 698 m下降到1 725 m，增油效果較好。

圖2 核三段Ⅴ11小層平面井網(wǎng)

3.3 井間液量置換

高含水井液量置換的實質(zhì)是通過采油井間優(yōu)化配液，控制優(yōu)勢方向液量，調(diào)整地下壓力場的分布，達(dá)到液流轉(zhuǎn)向、提高注水利用率的目的。

趙平9井原見趙84井方向注入水，趙40井主要受效方向為趙81井，趙81井為高能、高含水井，通過對趙84井Ⅳ41日注水由30 m3/d到停注，趙81井停產(chǎn)，相對較遠(yuǎn)注水井趙40井為趙平9井注水，使得趙平9見到明顯效果，日產(chǎn)油由2 t上升到6.2 t，日產(chǎn)水由23.2 m3下降到12.5 m3，含水由91.2%下降到67%，動液面由2 047 m下降到2 132 m，增油效果較好(圖3)。

3.4 集團(tuán)采油區(qū)轉(zhuǎn)注

由于注采井網(wǎng)不完善，在西南和東南區(qū)域存在集團(tuán)采油現(xiàn)象，導(dǎo)致主力層單向受效，含水上升快；非主力層能量下降，產(chǎn)量穩(wěn)不住，自然遞減較大。通過低效油井轉(zhuǎn)注，改變地下液流方向，完善了趙凹油田局部注采井網(wǎng)，增加油井多向受效比例，提高注水波及體積，促使油井見效。

根據(jù)趙凹油田現(xiàn)有井網(wǎng)情況，綜合分析該區(qū)油井見效特征，針對西南和東南區(qū)域存在集團(tuán)采油現(xiàn)象，利用該區(qū)域低效井趙41、趙68進(jìn)行轉(zhuǎn)注，轉(zhuǎn)注后累計增油379.1 t，增加水驅(qū)控制儲量5.2×104t，井網(wǎng)得到進(jìn)一步完善，從根本上改善趙凹油田整體開發(fā)效果。

3.5 動態(tài)調(diào)整效果

圖3 核三段Ⅳ41小層平面井網(wǎng)

通過對趙凹油田實施合理動態(tài)調(diào)整，8口油井見到了較好的調(diào)整效果，開發(fā)狀況得到明顯改善，調(diào)整前后對比產(chǎn)油由45.7 t上升至56.1 t，自然遞減由8.12%下降到0，地層能量恢復(fù)0.32 MPa，開發(fā)效果明顯好轉(zhuǎn)。

4 結(jié)論與認(rèn)識

(1)合理的動態(tài)調(diào)配必須建立在儲層特征、歷史井網(wǎng)、剩余油分布認(rèn)識的基礎(chǔ)上。

(2)集團(tuán)采油區(qū)域注采連通關(guān)系差、注水受效差、能量下降快、開發(fā)效果差，利用低效井轉(zhuǎn)注，可完善注采井網(wǎng)，提高注采對應(yīng)率，提高開發(fā)效果。

(3)對于邊水區(qū)域、主力區(qū)域、已經(jīng)形成注水通道的滲流區(qū)，對老注水井點控制注水、弱勢方向加強注水，從而改變液流方向，可取得較好效果。

(4)對于水淹程度低、動用狀況差、能量較低的上傾區(qū)域，可提高注水井注入量，達(dá)到擴(kuò)大注水波及體積的目的。

(5)對于出液能力強的強水淹層，控制高含水、高能量的油井液量，可改變液流方向，促使油井見效。

[1] 童憲章.油井產(chǎn)狀和油藏動態(tài)分析[M].北京:石油工業(yè)出版社,1981：19-36.

[2] 劉德華.油田開發(fā)中后期綜合治理技術(shù)研究[D].四川成都:西南石油大學(xué),2005.

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[4] 郭文卿.液流轉(zhuǎn)向技術(shù)在趙凹油田Ⅳ31層開發(fā)中的應(yīng)用[J].石油地質(zhì)與工程，2014，28(6)：80-82.

編輯：李金華

1673-8217(2015)04-0077-03

2015-02-06

閆海霞，工程師，1974年生，2006年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)石油工程專業(yè)，長期從事油氣田開發(fā)工作。

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