方正梁

摘 要：坪北油田為典型的特低滲透裂縫型巖性油藏，經過十幾年的不斷摸索，取得了良好的穩(wěn)產開發(fā)效果，目前坪北油田面臨水竄嚴重、累計注采比較大、地層能量不足等開發(fā)矛盾。本文通過分析現(xiàn)階段注水開發(fā)現(xiàn)狀，對目前的注水開發(fā)方式進行探討，希望能控制油田含水上升率、延長油田穩(wěn)產時間。

關鍵詞：特低滲透；穩(wěn)產；注水開發(fā)探討

1 坪北油田開發(fā)簡況

1.1 油田概況

坪北油田是處于邊際條件的特低滲透油田，區(qū)域構造位于鄂爾多斯盆地東部陜北斜坡中部的坪橋筆褶帶上。構造對油藏無明顯控制作用，屬巖性油藏。主要開發(fā)層系為三疊系延長組C4+52、C61、C62小層。儲層物性差（平均孔隙度為11.5%，平均滲透率1.3md），非均質性強，原始地層壓力低，地飽壓差?。ǖ貙语柡蛪毫?.8MPa，壓力系數(shù)0.64），天然能量微弱。油藏主要發(fā)育兩組天然微裂縫：NE25°～NE45°，NW25°～NW40°，裂縫在原始地應力條件下呈閉合狀態(tài)。

1.2 注水開發(fā)主要歷程及開發(fā)現(xiàn)狀

坪北油田開發(fā)主要經歷了四個階段：1998年5月正式投產，依靠天然能量試采，1998年年底-1999年為注水試驗階段；1999年年底-2001年年底為完善全區(qū)基礎井網、大規(guī)模產建階段；2001年年底-2005年年底為井網完善調整和加密試驗階段；2006-2010年為二注井轉注、水井調剖調驅等老區(qū)綜合調整階段；并取得了自2001年至2012年連續(xù)穩(wěn)產原油17萬噸，自然遞減率全年控制在8%的開發(fā)效果。

截至2012年年底，坪北油田有采油井639口，其中開井數(shù)589口，平均單井日產液1.8t，日產油0.8t，綜合含水率55.02%，地質儲量采出程度6.16%，采油速度0.48%。注水井211口，其中開井數(shù)198口，月注采比2.03，年累積注采比1.41，老井自然遞減率7.61%，綜合遞減率6.75%。目前，坪北油田處于低采出程度、中含水穩(wěn)產開發(fā)階段。

2 注水開發(fā)特征

目前坪北油田注水開發(fā)主要存在以下3個特征：

2.1 油井排微裂縫與水線排竄通，油井含水上升快

坪北油田儲層有效孔隙度低，流體主要靠裂縫滲流，而坪北油田地層壓力系數(shù)僅0.64，天然裂縫在初期處于閉合狀態(tài)。在后期注水開發(fā)中，隨著注水壓力逐漸升高，轉注井轉注前壓裂采油，油井重復壓裂改造，側向微裂縫開啟并與注水水線竄通，造成注水沿裂縫方向竄進，油井含水迅速上升。

2.2 年累積注采比逐年提高，而水驅效果卻未有效提高

近年來，年累積注采比逐年上升，由2010年1.21上升至2012年1.42，但部分井區(qū)注水開發(fā)效果未有效提高，油井能量水平保持較低。比如在坪北油田北二區(qū)P116井區(qū)，油井20口，水井5口，油水井的井數(shù)比是4：1，截至2012年年底，注水井單井平均累計注水量達45000方，但整個井區(qū)表現(xiàn)為注水效率低，邊部存在注水外溢，油井產液量低，平均單井日產液僅0.8噸，低于油田單井產液水平。

2.3 套損井逐年增多，部分井修復后難以實現(xiàn)精細分層控水

近年來，受洛河層水的氧腐蝕、注入水水質和套管使用年限的影響，油水井套損井數(shù)呈逐年驟增態(tài)勢，截至2013年6月底，套漏油水井已達45口，其中2013年上半年新增9口。注水井套損后，大部分無法實現(xiàn)分層注水，影響注水調整和注水效果。

3注水開發(fā)調整與探討

3.1 開展周期注水和水井重復調剖調驅，提高了注水的均衡性

周期注水的機理：注水階段注入水大部分先進入高滲部分，即裂縫開啟方向，再由高壓、高滲區(qū)部分進入低滲部分驅油；停注階段高滲部分壓力下降快，形成低壓、低滲部分的油和水排入高滲部分而被采出。利用該機理，2013年上半年，在注水受效不均的井區(qū)開展周期注水，加強注水周期調整，從而延緩側向水竄方向油井含水上升速度，促進周圍其他油井均勻受效。共采取周期注水18井次，15口油井含水下降，11口油井含水保持穩(wěn)定。

同時，選取調剖失效的井組進行重復調剖調驅，封堵側向水竄通道。2013年上半年完成調剖、調驅共5口，調后6口油井含水下降，日增油2.5噸。

3.2 整體調整注水強度，摸索現(xiàn)階段合理的注采比

2012年年初，對注采比最高的SP199井區(qū)降低注水220方，調后綜合含水由61.9%降為59.7%。通過2012年的注水調整效果發(fā)現(xiàn)，目前井區(qū)內的月注采比有下調空間。2013年，選取累積注采比較大和注水效率低的區(qū)域再次進行整體降水調整，累積下調注水量680方，調后整個坪北油田月注采比由年初的2.03降為1.46，年累積注采比保持在1.41，綜合含水控制在54.2%，日產液水平保持穩(wěn)定。

3.3 邊部實施整體調剖調驅工藝，有效封堵注水外溢通道

2013年上半年，針對邊部注采完善區(qū)域存在注水外溢，長期注水不受效的現(xiàn)象，開展區(qū)域整體調剖調驅試驗。以北區(qū)P116井區(qū)為試驗區(qū)，根據(jù)周圍油井的生產動態(tài)選取調驅3口，調剖1口，調后周圍油井有6口含水明顯下降，4口含水保持穩(wěn)定，共日增油1.2噸。

3.4 積極摸索新工藝，改善套損井無法實現(xiàn)分層注水的現(xiàn)狀

2013年，針對封隔器堵漏后造成部分水井無法實現(xiàn)分層注水的現(xiàn)狀，在坪北油田選取2口套漏注水井開展淺層擠水泥固井工藝試驗。若實施成功，可為下步套漏井治理的可行性提供依據(jù)。

4 結論與認識

①溫和注水是坪北特低滲透油藏注水開發(fā)的前提和基礎。

②通過細分層注水、周期注水、水井整體調剖調驅等方法優(yōu)化和調整注采結構，是改善油田中后期注水開發(fā)效果的必要途徑。

③對合理的注采比和注水強度的摸索是今后注水開發(fā)調整的主要方向之一。

④不斷改進套損井治理、調剖調驅等工藝技術提高注水開發(fā)水平，是改善坪北油田中后期注水開發(fā)效果的必要手段。

參考文獻：

[1]龐宏偉.安塞油田裂縫特低滲透油藏注水開發(fā)的思考.