趙雪培，潘 紅

（1.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院創(chuàng)新1601班，四川成都 610500；2.大港油田采油工藝研究院，天津 300280）

高含水開發(fā)期的復(fù)雜斷塊油藏已全面進(jìn)入高采出程度高含水開發(fā)階段，存在層系井網(wǎng)多、油層非均質(zhì)性嚴(yán)重、開發(fā)生產(chǎn)歷史長(zhǎng)、開采對(duì)象復(fù)雜的問題，提高開發(fā)效果存在較大技術(shù)難度[1，2]。近年來，開展了注水開發(fā)后期水驅(qū)規(guī)律研究[3，4]、河道砂體及內(nèi)部構(gòu)型刻畫[6-8]、剩余油分布特征等基礎(chǔ)研究，實(shí)踐了高含水油藏層系井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整、深部調(diào)驅(qū)[10]、單砂體注采關(guān)系完善[11]等調(diào)整治理，探索出高含水期復(fù)雜斷塊油藏精細(xì)注水開發(fā)技術(shù)對(duì)策，為同類油藏下步精細(xì)注水開發(fā)和提高水驅(qū)采收率提供了可借鑒的經(jīng)驗(yàn)。

1 精細(xì)注水面臨的特點(diǎn)和變化

在油藏潛力、水驅(qū)規(guī)律和工作要求等方面表現(xiàn)出新的特點(diǎn)和變化，主要?dú)w納為5個(gè)方面，分別是油藏研究和潛力認(rèn)識(shí)、中高滲油藏水驅(qū)特點(diǎn)、低滲透油藏注水難點(diǎn)、井況復(fù)雜程度的變化以及注水工作的系統(tǒng)性特性。

1.1 油藏研究的深入導(dǎo)致注采關(guān)系的認(rèn)知產(chǎn)生變化

隨著油藏研究技術(shù)的發(fā)展和應(yīng)用，高含水期剩余油潛力研究也得到發(fā)展?！坝蛯臃植集B置連片”特征的內(nèi)幕得到分層剖析，明化鎮(zhèn)、館陶組儲(chǔ)層河道刻畫、單砂體分布研究成果實(shí)現(xiàn)工業(yè)化成圖。在新的單砂體級(jí)別油藏模型認(rèn)識(shí)下，河道、構(gòu)型單元之間的滲流能力差異導(dǎo)致注采對(duì)應(yīng)和受益動(dòng)態(tài)的差異，多數(shù)砂體的注采關(guān)系已不再完善。例如港東某區(qū)，在冊(cè)油水井?dāng)?shù)為332口，注采井?dāng)?shù)比達(dá)到1:2，只有35%的點(diǎn)壩砂體的控制井網(wǎng)的注采井?dāng)?shù)比低于1：2，整體水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度只有42%（見表1）。

表1 港東某區(qū)點(diǎn)壩砂體注采井網(wǎng)控制情況（2010年）

1.2 中高滲油藏水驅(qū)表現(xiàn)為“強(qiáng)者越強(qiáng)、弱者越弱”

一方面，油藏儲(chǔ)層經(jīng)過長(zhǎng)時(shí)間注水后，注入水滲流流經(jīng)的孔隙和喉道骨架表面的油膜被水膜所取代，加之注入水對(duì)造巖礦物表面油中極性分子的作用，儲(chǔ)層潤(rùn)濕性發(fā)生變化，親水性增強(qiáng)，在相滲曲線中表現(xiàn)為相滲曲線右移，油相滲透率增加，滲流能力增加。港119井1965年鉆井取心，西17-2-2井于1980年在附近區(qū)域同一開發(fā)層位取心，相滲曲線向右偏移的特征十分明顯（見圖1）。

圖1 港119井和西17-2-2井相滲曲線

港205井、東檢4井和東檢5井分別于1968年、1982年和2005年鉆井取心，巖心試驗(yàn)分析強(qiáng)水濕巖心所占分析巖心百分?jǐn)?shù)分別是0、28%和45%。

另一方面，中高滲儲(chǔ)層注水后，儲(chǔ)層微觀結(jié)構(gòu)發(fā)生變化。G78-26井巖心驅(qū)替試驗(yàn)表明：注水驅(qū)替使附著在石英、長(zhǎng)石以及巖屑表面的黏土顆粒和黏土膜脫落，物性好的細(xì)砂巖表面更加干凈（見圖2），流動(dòng)阻力降低。

圖2 G78-26井巖心驅(qū)替后鑄體薄片中黏土顆粒脫落情況

西39-9井和同一位置更新井西新39-8井電測(cè)解釋資料對(duì)比表明：長(zhǎng)期注水驅(qū)替后，儲(chǔ)層孔喉中值半徑增大1.5倍?？紫抖绕骄仙?%～4%，滲透率上升2～3倍。

綜合作用下，總體表現(xiàn)為形成優(yōu)勢(shì)滲流通道，降低水驅(qū)波及程度。

平面上，主滲流條帶水驅(qū)越來越強(qiáng)，極端情況下形成大孔道。港東油田示蹤劑推進(jìn)速度最大達(dá)到27 m/d。

縱向上，層間矛盾越來越突出。王21井根據(jù)連續(xù)吸水剖面資料計(jì)算：在總井注入孔隙體積倍數(shù)為2.27時(shí)，14個(gè)注入層各層的注入倍數(shù)差異較大，少數(shù)強(qiáng)吸水層的注入倍數(shù)已達(dá)到5.78，而多數(shù)層的注入倍數(shù)在1.08～2.51，吸水厚度百分比也由初期的76%下降到44%，強(qiáng)吸水層要用較多注入倍數(shù)來小幅提高采出程度，弱吸水層的潛力得不到發(fā)揮。

1.3 井況復(fù)雜程度增大

精細(xì)注水開發(fā)井網(wǎng)層系完善治理面臨套損井?dāng)?shù)凈增加、占比比例高的問題。套損井占在冊(cè)井?dāng)?shù)的比例20%，套損井逐年年均凈增加比例高達(dá)7%，使得油藏的基礎(chǔ)注采井網(wǎng)受損，降低調(diào)整治理的效果。

1.4 精細(xì)注水治理是科學(xué)協(xié)作的系統(tǒng)工程

注水治理和地質(zhì)、油藏工程、工程工藝、地面工程和管理等系統(tǒng)密切相關(guān)，需要進(jìn)行統(tǒng)籌考慮，將研究、部署、實(shí)施和管理有機(jī)結(jié)合。

2 改善注水開發(fā)效果技術(shù)對(duì)策

進(jìn)一步改善精細(xì)注水開發(fā)效果的技術(shù)對(duì)策，概括為完善注采關(guān)系本質(zhì)的提升，即持續(xù)完善注采層系井網(wǎng)結(jié)構(gòu)關(guān)系的同時(shí)，深入提升為建立以優(yōu)化均衡驅(qū)替為目的的滲流關(guān)系。

2.1 含義

完善注采關(guān)系本質(zhì)，有5方面含義，分別為：（1）平面上解決驅(qū)替井網(wǎng)完善的問題，注采井網(wǎng)要落實(shí)在單砂體上，注重井網(wǎng)連通性。（2）縱向上要解決動(dòng)用、水淹程度非均質(zhì)性問題，通過分層細(xì)分層和細(xì)分注來改善水驅(qū)。（3）在滲流能力相近的砂體構(gòu)型單元內(nèi)組建注采關(guān)系。（4）采用PV級(jí)的深部調(diào)驅(qū)來降低無效低效水循環(huán)。（5）充分運(yùn)用注采調(diào)配優(yōu)化滲流驅(qū)替效果。

2.2 標(biāo)志技術(shù)

（1）精細(xì)的單砂體潛力評(píng)價(jià)。依托砂體刻畫，定量研究剩余油分布及規(guī)律，建立沉積微相模型、油藏模型和剩余油分布模型；剩余油分布研究要級(jí)次加深，由曲流河（辮狀河）級(jí)次向點(diǎn)壩（心灘壩）級(jí)次和點(diǎn)壩（心灘壩）內(nèi)部構(gòu)型級(jí)次深入；研究水驅(qū)動(dòng)態(tài)變化的全過程，應(yīng)用數(shù)值模擬方法，全面跟蹤和描述生產(chǎn)過程和剩余油分布狀況，并開展機(jī)理研究。

（2）優(yōu)化構(gòu)建效益井網(wǎng)和效益層系。一是計(jì)算評(píng)價(jià)不同措施方式恢復(fù)、增加注水井點(diǎn)的效益賬；二是計(jì)算評(píng)價(jià)不同井深、不同油價(jià)條件下新鉆完善井所需臨界可采儲(chǔ)量的效益賬；三是計(jì)算評(píng)價(jià)重組層系后，層間滲流差異狀況改善的預(yù)測(cè)賬；四是計(jì)算評(píng)價(jià)重組層系井網(wǎng)與剩余可采儲(chǔ)量豐度的效益平衡賬，高含水油藏采出程度高，層系細(xì)分要考慮單井控制可采儲(chǔ)量，以可動(dòng)剩余油儲(chǔ)量豐度為基礎(chǔ)，尋找效益井區(qū)和井網(wǎng)密度。

（3）高效的分注及配套技術(shù)。采用適宜的分注工藝技術(shù)，結(jié)合分注層段組合優(yōu)化研究，實(shí)現(xiàn)分注井分注層段內(nèi)油層動(dòng)用程度大于80%的目標(biāo)。提升分注工藝技術(shù)水平主要體現(xiàn)在應(yīng)用橋式偏心分注技術(shù)升級(jí)換代常規(guī)井分注技術(shù)、應(yīng)用橋式同心分注技術(shù)實(shí)現(xiàn)高溫高壓深斜井分注轉(zhuǎn)型。分油田分別建立分注層段組合優(yōu)化標(biāo)準(zhǔn)，比如港東油田的分注層段組合優(yōu)化標(biāo)準(zhǔn)是：分注層段內(nèi)小層數(shù)低于5；注水厚度低于17 m；滲透率級(jí)差小于2；滲透率變異系數(shù)小于0.3。

（4）高效的PV級(jí)深部調(diào)驅(qū)。2011年官979斷塊實(shí)施PV級(jí)深部調(diào)驅(qū)項(xiàng)目，探索由單井調(diào)驅(qū)措施增油向整體提高采收率轉(zhuǎn)變的技術(shù)途徑。段塞設(shè)計(jì)為前置（中間）段塞+主段塞，前置（中間）段塞調(diào)驅(qū)體系為體膨顆粒+高溫連續(xù)凝膠，主段塞調(diào)驅(qū)體系為SMG。至2015年8月，完成設(shè)計(jì)注入，見到良好的效果：綜合含水由深部調(diào)驅(qū)前注采井網(wǎng)完善階段的96.5%下降到95.54%；深部調(diào)驅(qū)后，日產(chǎn)油改變快速遞減的趨勢(shì)，運(yùn)行穩(wěn)定，增加0.5倍，最高時(shí)增加1倍多；評(píng)價(jià)階段總增油 6.3×104t，其中深部調(diào)驅(qū)增油 4.5×104t；提高采收率3.59%（見圖 3）。

（5）精細(xì)的動(dòng)態(tài)注采調(diào)配。以保持注采平衡，主力開發(fā)單元能量逐步回升為原則，深化分注層段適應(yīng)性研究和分注層段配注比研究，精細(xì)實(shí)施動(dòng)態(tài)調(diào)配。對(duì)油藏而言，總體控制注采平衡，考慮五個(gè)結(jié)合，即注水水質(zhì)與儲(chǔ)層物性相結(jié)合、地質(zhì)需求與井筒狀況相結(jié)合、多層系油藏與分注水平結(jié)合、注水井點(diǎn)位置與安全環(huán)保結(jié)合以及注水強(qiáng)度與下步開發(fā)需求結(jié)合。對(duì)注采井組而言，根據(jù)注入歷史和動(dòng)態(tài)，分別采取減弱、加強(qiáng)和穩(wěn)定注水量的措施。減弱主吸水層和主流線的井的配注水量，減小注采壓差，降低水驅(qū)速度；加強(qiáng)弱吸水層和非主流線的井的配注水量，放大注采壓差，擴(kuò)大波及體積；穩(wěn)定正常狀態(tài)的井和層的配注水量，穩(wěn)定注采壓差，控制含水上升。港西油田配注比保持1.13，地層壓力由10.1 MPa上升至10.3 MPa，注水井組穩(wěn)升率與油井受益見效率達(dá)到80%。

圖3 官979斷塊深部調(diào)驅(qū)過程及見效評(píng)價(jià)圖

3 結(jié)論

（1）隨著油藏研究技術(shù)的發(fā)展，“油層分布疊置連片”特征的內(nèi)幕得到分層剖析，河道砂體和單砂體得到精細(xì)刻畫，在新的地質(zhì)模型認(rèn)識(shí)下，多數(shù)砂體的注采關(guān)系已不再完善，需要進(jìn)行調(diào)整。

（2）中高滲透砂巖油藏由于儲(chǔ)層長(zhǎng)期注水沖刷，滲流特征、儲(chǔ)層物性產(chǎn)生一定程度的變化，導(dǎo)致層間、平面和層內(nèi)矛盾在高含水開發(fā)階段更加激化，普遍存在優(yōu)勢(shì)滲流通道降低水驅(qū)作用的問題。

（3）完善注采關(guān)系的含義需要進(jìn)一步提升，即持續(xù)完善注采層系井網(wǎng)結(jié)構(gòu)關(guān)系的同時(shí)，深入提升為建立以優(yōu)化均衡驅(qū)替為目的的滲流關(guān)系。重點(diǎn)是：①平面上完善單砂體注采井網(wǎng)。②縱向上通過分層細(xì)分層和細(xì)分注來改善水驅(qū)。③在滲流能力相近的砂體構(gòu)型單元內(nèi)組建注采關(guān)系。④采用PV級(jí)的深部調(diào)驅(qū)來降低無效低效水循環(huán)。⑤充分運(yùn)用注采調(diào)配優(yōu)化滲流驅(qū)替效果。