劉小平，趙 娜，楊小鵬，謝依祎

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 油藏地質(zhì)特征

1.1 構造特征

三疊系五里灣D1 油藏以巖性油藏為主，位于鄂爾多斯盆地一級構造單元陜北斜坡的中東部，均為西傾單斜背景上由于差異壓實作用形成的一組鼻狀隆起，油藏構造比較平緩，坡降小，鼻隆的起伏形態(tài)和傾沒方向與斜坡傾向近于一致，與上傾方向巖性致密帶或泥巖相匹配，形成了良好的圈閉條件，對油氣運移和聚集具有一定的控制作用。

1.2 地層劃分對比

五里灣D1 油藏地層標志層特征明顯，D1 層自上而下可以劃分為D11、D12、D13，其中D11可以分為D111、D112，D12可以劃分為D121、D122（或D121+2）、D123；D112、D121、D122是主要含油層系。

1.3 沉積相及沉積微相

五里灣D1 油藏三角洲沉積相，三角洲前緣亞相和前三角洲亞相，綜合沉積學、古生物、地球化學、地球物理等標志，可以進一步細分為水下分流河道、河口壩、遠端壩、席狀砂、分流間灣、前緣泥、水下天然堤等沉積微相。

1.4 儲層物性

D1 儲層巖石顆粒細小，加之成巖后生作用，儲層孔喉細微，物性差，平均孔隙度11%～13%，滲透率1.0×10-3μm2～2.0×10-3μm2。原始地層壓力低，地飽壓差小，天然能量貧乏，天然裂縫發(fā)育，但在地層條件下呈閉合狀態(tài)。

2 D1 油藏試驗區(qū)開發(fā)現(xiàn)狀分析

2.1 開發(fā)現(xiàn)狀

五里灣D1 油藏壓裂試驗區(qū)開井76 口，日產(chǎn)液320 m3，日產(chǎn)油136 t，含水57.5%，采出程度27.75%，采油速度0.73%；注水井開井32 口，日注1 301 m3，單井日注32 m3，注采比2.98，注水強度3.15 m3/（m·d）。

隨著開發(fā)進入中后期，壓裂試驗區(qū)遞減逐步增大，2018 年月均遞減1.8 t，月度遞減率1.24%。

2.2 地層壓力逐步上升

試驗區(qū)自2009 年起，隨著注入強度提升，壓力保持水平持續(xù)上升，2018 年壓力保持水平達到118.5%，超過油藏合理壓力保持水平90%～110%。

2.3 注采比持續(xù)升高

注采比是表征油田注水開發(fā)過程中注采平衡狀況，反映產(chǎn)液量、注水量與地層壓力之間聯(lián)系的一個綜合性指標。合理的注采比是保持合理的地層壓力，從而使油田具有旺盛的產(chǎn)液、產(chǎn)油能力，降低無效能耗，并取得較高原油采收率的重要保證。

自2009 年以來，試驗區(qū)注采比持續(xù)攀升，2012 年實施加密后，由于老井產(chǎn)降，持續(xù)強化注水，單井日配注由32 m3上升到40 m3，注采比由1.7 上升到2.4 再上升到3.0。

2.4 水驅(qū)明顯惡化

試驗區(qū)一次井網(wǎng)完善后，水驅(qū)動用程度43.8%；2011 年加密井投產(chǎn)后，實施補孔、分注、調(diào)剖等措施，水驅(qū)動用程度由43.8%上升到49.6%，因老井產(chǎn)降大，持續(xù)強化注水，注水壓力不斷升高，裂縫開啟，注水沿優(yōu)勢方向突進，水驅(qū)明顯變差，整體表現(xiàn)為吸水下移，吸水厚度變薄，尖峰吸水嚴重，水驅(qū)動用由49.6%下降到46.6%。

2.5 含水上升速度加快

結合地層壓力、注采比、水驅(qū)變化情況進行綜合對比，自2011 年加密投產(chǎn)后，老井產(chǎn)降，持續(xù)強化注水，注入水沿高滲帶突進，水驅(qū)惡化，動用程度由49.6%下降到46.6%，含水上升速度明顯加快，含水上升率由3.7%上升到5.5%，壓力保持水平由110.7%上升到125.4%，注采比由2.0 上升到3.0 再上升到5.52。分析認為注入強度增大，加速水驅(qū)惡化，造成含水上升，如何控制含水上升速度，降低壓力保持水平成為首要之急。

3 控制注水應用效果及評價

針對壓裂試驗區(qū)因注入強度的持續(xù)提升導致的剖面惡化、含水上升加快問題，從根源著手，實施控制注水，降低注入強度，開展剖面治理，均勻水驅(qū)，控制含水上升速度，延長壓裂試驗區(qū)中含水期開采年限，提高采出程度。

3.1 控制注水實施情況

對綜合開采曲線中含水上升率注采比進行綜合對比，壓裂試驗區(qū)注采比在2.0 左右時，含水上升速度受控。當注采比＞2.0 時，含水上升加快，剖面持續(xù)惡化。結合井組實際生產(chǎn)情況，按照逐步控制原則，共計實施兩次控制注水，具體如下：1 月實施控制注水5 井組，調(diào)整注水20 m3，調(diào)整后井組注采比由2.49 下降到2.30；同年4 月實施控制注水23 井組，調(diào)整注水81 m3，調(diào)整后井組注采比由3.08 下降到2.84。合計降水101 m3，實施后區(qū)塊注采比由3.02 下降到2.53。

3.2 開展單砂體刻畫研究，精細分層注水

依據(jù)井間砂體連通情況及沉積微相水驅(qū)特征，將D121劃分為5 個層，對壓裂試驗區(qū)小層進行對比，結合小層對比情況，實施分層注水，提高水驅(qū)動用程度。共計對12 口井實施了層內(nèi)分注，吸水厚度由7.21 m 上升到9.08 m，水驅(qū)動用程度由35.4%上升到44.5%。

3.3 實施“分注+堵水調(diào)剖”聯(lián)作，綜合解決剖面矛盾

實施分注后，吸水厚度上升明顯，吸水比例得到均勻改善，層間矛盾得到緩解，層內(nèi)矛盾演變?yōu)橹饕?。按照矛盾綜合治理原則，分注后及時實施堵水調(diào)剖，改善層內(nèi)矛盾，均勻吸水。共計實施“分注+堵水”聯(lián)作6 口井，實施后縱向水驅(qū)改善明顯，吸水形態(tài)明顯變好。

3.4 實施效果

控制注水前區(qū)塊含水上升明顯、遞減增大，實施后月度遞減由1.54%下降到1.40%再下降到0.85%；月度含水上升幅度由0.67%下降到-0.10%再下降到-0.58%，產(chǎn)液量由303 m3下降到283 m3再下降到263 m3，含水由60.1%下降到59.7%再下降到57.8%。整體表現(xiàn)為液量下降，含水持續(xù)下降，含水上升速度明顯降低，效果較好。

平面上，區(qū)塊中部液量下降，邊部措施引效，液量上升，采液趨于均衡。含水上升受控、壓力保持水平由118.5%下降到115.2%。水驅(qū)動用程度由48.0%上升到50.1%，區(qū)塊開發(fā)形勢向好。

4 結論及認識

（1）試驗區(qū)實施控制注水后，動態(tài)上表現(xiàn)為油井液量下降，含水前期穩(wěn)定，后期呈下降趨勢，月度遞減率由1.54%下降到0.85%，取得了良好的控水穩(wěn)油效果。

（2）實施控制注水后，注入端壓力降低，原有優(yōu)勢通道微裂縫閉合，結合分注、微球、堵水等剖面治理措施，均衡平面水驅(qū)，水驅(qū)儲量動用程度由48.0%上升到50.1% 。

（3）試驗區(qū)目前綜合含水57.5%，開發(fā)進入中含水期，后期逐步下調(diào)單井配注量，持續(xù)加強剖面治理，控制含水上升速度，延長中含水期開發(fā)年限。

（4）五里灣D1 油藏開發(fā)進入中后期，含水上升控制愈發(fā)艱難，目前區(qū)域已整體開展周期注水及控制注水，并實施分注、堵水調(diào)剖、微球空泡兩驅(qū)試驗等水驅(qū)綜合治理措施，水驅(qū)顯著改善，含水上升率由4.4%下降到2.8%。但目前仍然存在諸多問題，如吸水下移現(xiàn)象不斷增多，分注有效期短，水驅(qū)惡化周期短。針對此類問題，下步重點探索弱“輪注+分段堵水調(diào)剖”綜合治理措施，均勻水驅(qū)。

（5）油藏開發(fā)是不斷出現(xiàn)問題，解決問題的過程，作為油田開發(fā)的執(zhí)行者，需時刻保持頭腦清醒，敢于創(chuàng)新，敢于試驗，對技術政策的適應性、可靠性進行全生命周期跟蹤，客觀評價，不斷尋找適應不同階段油藏開發(fā)的新技術新理論。