楊啟桂，趙天福，李成美，楊國(guó)強(qiáng)

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第四采油廠，寧夏銀川750006）

大路溝二區(qū)精細(xì)注采調(diào)整技術(shù)研究及應(yīng)用效果

楊啟桂，趙天福，李成美，楊國(guó)強(qiáng)

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第四采油廠，寧夏銀川750006）

靖安油田大路溝二區(qū)長(zhǎng)6油層屬于儲(chǔ)層豐度低，巖性致密，儲(chǔ)層物性差，層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)的特低滲透巖性油藏，該區(qū)原始地層壓力低，飽和壓力較高，地飽壓差小，加之邊底水不發(fā)育，自然能量貧乏。針對(duì)開發(fā)過程中自然遞減大，注水見效困難、裂縫發(fā)育、水驅(qū)動(dòng)用程度低等問題，提出了分注水單元開發(fā)、注水量調(diào)整、周期注水等精細(xì)注采調(diào)整技術(shù)，通過應(yīng)用制定的技術(shù)政策，油田注水逐步見效，自然遞減減緩，取得了較好的開發(fā)效果。

注采調(diào)整；周期注水；化學(xué)調(diào)剖

目前大路溝二區(qū)主力區(qū)共有采油井617口，目前開井578口，日產(chǎn)油水平573.1 t，單井產(chǎn)能0.99 t/d，綜合含水52.5%，處于中含水開發(fā)階段。地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度0.49%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度5.41%，注水井253口，目前開井211口，日注水平3 908 m3，單井日注18.5 m3。通過近幾年的溫和注水，地層壓力逐年下降，目前全區(qū)地層壓力為11.62 MPa，壓力保持水平為101%，其中24口可對(duì)比井壓力11.01→11.08 MPa，整體保持穩(wěn)定，但平面壓力分布不均。

1　開發(fā)中存在問題

1.1地層壓力分布不均，局部高壓區(qū)發(fā)育

大路溝二區(qū)堅(jiān)持溫和注水的技術(shù)，2009年以來地層壓力略有下降，但地層壓力分布不均，局部高壓區(qū)發(fā)育，造成微裂縫開啟，油井含水上升快；且低壓區(qū)油井見效程度低，剩余油未有效動(dòng)用。

1.2裂縫高滲帶發(fā)育，損失產(chǎn)能大

大路溝二區(qū)非均質(zhì)性較強(qiáng)，裂縫高滲帶發(fā)育，歷年見水及水淹油井72口，損失產(chǎn)能100 t。

1.3油藏儲(chǔ)層物性差，平面非均質(zhì)性強(qiáng)，單井產(chǎn)量低

大路溝二區(qū)油層物性差，屬于典型的低滲透油藏，具有孔隙度、滲透率低的特點(diǎn)，并且平面上物性差異大，物性較差的區(qū)域產(chǎn)能相應(yīng)的也低。

由于投產(chǎn)初期高含水井和后期水淹井較多，造成油井單井產(chǎn)量低。其中產(chǎn)量小于1 t的井共333口，占開井?dāng)?shù)的57.6%，平均單井產(chǎn)能僅0.45 t，這些井的存在極大影響了油田開發(fā)效果。

圖1　

1.4部分注水井吸水狀況差，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度低

大路溝二區(qū)目前注水井開井211口，水驅(qū)動(dòng)用程度74.6%，吸水均勻188口，占89.1%，受儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響，吸水不均井23口（上部不吸水14口，下部不吸水9口），占10.9%。吸水均勻井表現(xiàn)為五種特征：箱狀吸水140口、下部吸水多29口、上部吸水多15口、上部和下部吸水都差5口、中間吸水差2口。

2　精細(xì)注采調(diào)整技術(shù)的研究及應(yīng)用

針對(duì)開發(fā)中存在的各種問題，通過強(qiáng)化地層認(rèn)識(shí)，加大分析力度，根據(jù)不同區(qū)域儲(chǔ)層物性及動(dòng)態(tài)變化，不斷進(jìn)行注水量及注水方式的調(diào)整，尋找最優(yōu)化的開發(fā)技術(shù)對(duì)策。

2.1深入探索分區(qū)域開發(fā)技術(shù)政策，均衡平面能量分布

根據(jù)儲(chǔ)層物性、開發(fā)特征等的不同，將大路溝二區(qū)劃分為七個(gè)注采單元，并對(duì)每個(gè)注水單元探索制定合理的技術(shù)方案，結(jié)合每個(gè)注水單元?jiǎng)討B(tài)變化特征，進(jìn)行有針對(duì)性的調(diào)整（見表1）。

表1　

精細(xì)單井注水量調(diào)整：2014年依據(jù)壓力分布情況，采取“整體溫和，局部調(diào)整”的注水調(diào)整思路，精細(xì)注水量調(diào)整，均衡平面壓力分布。針對(duì)壓力保持水平高，注采比偏大，井組含水上升及調(diào)配遇阻，存在含水上升隱患分注井組實(shí)施控制注水，共計(jì)下調(diào)配注51井次，共下調(diào)水量149 m3。調(diào)整井組注采比由注采比：4.97下降到4.30（見表2）。

表2　大路溝二區(qū)注水調(diào)整實(shí)施情況統(tǒng)計(jì)表（控制）

實(shí)施效果一：與調(diào)整前相比，控制注水對(duì)應(yīng)38口主向油井日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、含水穩(wěn)定，對(duì)應(yīng)113口側(cè)向油井液量有所下降，含水上升趨勢(shì)得到有效控制；16口遇阻分注井控制注水后對(duì)應(yīng)油井整體生產(chǎn)穩(wěn)定，主向油井液量略有下降，含水上升速度減緩（見表3）。

表3　大路溝二區(qū)2014年1-10月份注水調(diào)整效果統(tǒng)計(jì)表

實(shí)施效果二：與2013年10月份相比，控制注水區(qū)自然遞減由7.9%下降到7.7%，含水上升率由2.9%下降到0.8%，與注水調(diào)整前相比，對(duì)應(yīng)井組生產(chǎn)情況基本穩(wěn)定。

2014年加強(qiáng)注水5井次，共計(jì)上調(diào)注水10 m3，注采比由2.81上升到3.12，與調(diào)整前相比，對(duì)應(yīng)10口主向油井日產(chǎn)液略有上升、含水穩(wěn)定，20口側(cè)向油井液量下降趨勢(shì)得到控制，含水穩(wěn)定，調(diào)整效果較好（見表4）。

表4　大路溝二區(qū)2014年注水調(diào)整效果統(tǒng)計(jì)表（加強(qiáng)）

2.2實(shí)施區(qū)域周期注水，控制井組含水上升

周期注水機(jī)理：周期性地改變注水量，在地層中造成不穩(wěn)定的壓力場(chǎng)，使流體在地層中不斷地重新分布，從而使注入水在層間壓力差的作用下發(fā)生層間滲流，促進(jìn)毛管滲吸作用，增大注水波及體積，改善剖面吸水狀況，提高采收率。2014年共實(shí)施24個(gè)井組（中部6個(gè)井組，東北部18個(gè)井組）。

實(shí)施效果：周期注水區(qū)域地層壓力保持水平逐步下降，由2009年的108.3%下降到104.1%，高壓區(qū)地層壓力得到控制；兩項(xiàng)遞減及含水上升率逐年下降，自然遞減由13.9%下降到4.0%，含水上升率由9.3%下降到0.9%，開發(fā)效果變好。

2.3實(shí)施區(qū)域周期注水，控制井組含水上升

針對(duì)裂縫或高滲帶水淹，井組油井含水上升，水驅(qū)變差，產(chǎn)量下降井組開展區(qū)域化學(xué)調(diào)剖，控制含水上升，恢復(fù)水淹井產(chǎn)能。2014年實(shí)施6口；注水壓力由9.3 MPa上升到9.6 MPa，水驅(qū)指數(shù)由1.6 m3/t下降到1.5 m3/t，存水率由0.51上升到0.72。

實(shí)施效果：對(duì)應(yīng)油井39口，見效井20口，見效后單井日產(chǎn)油由1.5 t上升到1.8 t，綜合含水由57.0%下降到44.3%，累積增油495.2 t，累積降水1 408 m3，措施效果較好?；謴?fù)水淹井油井8口，調(diào)剖前后單井產(chǎn)能由0.2 t上升到0.6 t，目前單井日增油0.4 t，日增油3.4 t，累計(jì)增油223 t（見表5）。

2.4實(shí)施分層注水，改善油藏開發(fā)效果

目前，大路溝二區(qū)共有分注井125口，主要分布在油藏北部、東南部、中部。大路溝二區(qū)自2012年全面實(shí)施分層注水，全區(qū)分注率由2011年的18.7%上升到58.1%。分注層位有：長(zhǎng)611/長(zhǎng)612（北部）、長(zhǎng)612/長(zhǎng)62（東南部）、長(zhǎng)612（中部層內(nèi)），水驅(qū)動(dòng)用程度：75.8%。

實(shí)施效果：分注區(qū)水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度逐年上升，且高于全區(qū)平均水平，從含水與采出程度關(guān)系曲線可以看出開發(fā)效果較全區(qū)要好（見圖2）。

圖2　

表5　大路溝二區(qū)2014年化學(xué)調(diào)剖恢復(fù)水淹井生產(chǎn)情況對(duì)比表

2011-2014年分注區(qū)自然遞減穩(wěn)定且低于全區(qū)平均水平，近三年分注區(qū)平均單井產(chǎn)量均高于全區(qū)水平，分注效果較好。分注區(qū)含水上升率穩(wěn)定，且均低于全區(qū)平均水平，綜合含水上升趨勢(shì)較全區(qū)緩慢，低于全區(qū)水平。

大路溝二區(qū)125口分注井對(duì)應(yīng)361口油井中見效134口，見效特征為日產(chǎn)液、日產(chǎn)油上升，含水下降或穩(wěn)定，見效后日增油0.3 t，截止目前累計(jì)增油2.23× 104t。

分注區(qū)2014年測(cè)壓30口，與2013年相比，地層壓力由11.53 MPa→11.56 MPa，壓力保持水平由100.3%→100.5%，地層壓力保持水平基本穩(wěn)定，但低于全區(qū)平均水平；可對(duì)比井18口，壓力由10.59 MPa→10.58 MPa，壓力保持水平由92.1%→92.0%。

3　精細(xì)注采調(diào)整應(yīng)用效果

通過以上細(xì)分注采單元、精細(xì)注水量調(diào)整，改變注水方式，實(shí)施化學(xué)調(diào)剖、分層注水，改善剖面等手段，大路溝二區(qū)整體開發(fā)形勢(shì)逐步變好。

3.1地層壓力保持水平趨于合理

近幾年通過實(shí)施溫和注水政策，大路溝二區(qū)地層壓力保持水平逐步趨于合理，2014年測(cè)壓井62口，地層壓力11.60 MPa，地層壓力保持水平101.0%，28口可對(duì)比井壓力保持水平由95.0%→95.2%，地層壓力保持穩(wěn)定。

3.2水驅(qū)狀況穩(wěn)中轉(zhuǎn)好

通過近幾年的溫和注水、分層注水及持續(xù)剖面改善工作，油藏水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度逐年提高，水驅(qū)特征曲線平緩，油藏整體水驅(qū)狀況穩(wěn)中轉(zhuǎn)好。

3.3兩項(xiàng)遞減穩(wěn)定，油田開發(fā)形勢(shì)良好

2009-2014年大路溝二區(qū)以溫和注水和周期注水為核心，精細(xì)分層注水和區(qū)域化學(xué)調(diào)剖，強(qiáng)化注水井剖面治理，油藏兩項(xiàng)遞減和含水上升率穩(wěn)定，開發(fā)形勢(shì)趨穩(wěn)轉(zhuǎn)好。

3.4全區(qū)含水趨于穩(wěn)定

2007年-2010年，邊部物性差、高壓區(qū)、裂縫線上的油井含水上升；2010年-2014年，油藏含水上升勢(shì)頭得到控制，總體穩(wěn)定。隨著采出程度增加，大路溝二區(qū)綜合含水保持穩(wěn)定，含水上升率與綜合含水關(guān)系曲線表明，綜合含水超過50%以后含水上升率逐步下降。

［1］胥中義，喬良，等.劉峁塬長(zhǎng)8油藏精細(xì)注采調(diào)整技術(shù)研究及應(yīng)用效果［C］.第八屆寧夏青年科學(xué)家論壇論文集，2012.

［2］喻意，付亮，等.大路溝二區(qū)長(zhǎng)6油藏合理開發(fā)技術(shù)方案探討［J］.石油化工應(yīng)用，2014，33（7）：49－52.

［3］湯仁文，熊志明，等.吳410區(qū)長(zhǎng)6油藏注采調(diào)整技術(shù)研究及應(yīng)用［C］.第十屆寧夏青年科學(xué)家論壇論文集，2014.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.06.012

TE348

B

1673-5285（2015）06-0043-04

2015－03-13