閆夢(中石化江漢油田分公司荊州采油廠，湖北 荊州 434020)

0 引言

彰武油田地處遼寧省彰武縣境內(nèi)，彰武2區(qū)塊位于彰武斷陷中部，整體表現(xiàn)為西北高東南低的單斜構(gòu)造，油藏類型為構(gòu)造-巖性油藏。該井區(qū)縱向上含油層系多，屬于常溫常壓、中孔、低滲、高凝普通稠油Ⅰ類油藏。油田早期投產(chǎn)方式以射孔為主，配合壓裂改造，油層一般無自然產(chǎn)能，油井均需壓裂投產(chǎn)。在井區(qū)開發(fā)一段時間后，油井產(chǎn)量遞減較快，自然遞減有加大的趨勢，開發(fā)效果變差。為減緩井區(qū)自然遞減，選取井區(qū)內(nèi)一個井組開展動態(tài)分析及調(diào)剖、注熱水等礦場試驗，為下步井區(qū)整體調(diào)整提供依據(jù)。本文以ZW2-2-1井組為例，針對井組存在的問題，結(jié)合各油井生產(chǎn)情況、動態(tài)監(jiān)測成果，采用動態(tài)分析方法，開展井組動態(tài)分析，提高井組產(chǎn)量。同時也具有為國內(nèi)其他同類油藏提供借鑒參考的意義[3]。

1 井組概況

ZW2-2-1井組為彰武2井區(qū)中部核心井組，井組內(nèi)各油井從2011年10月開始先后投產(chǎn)，其中ZW2-2-1井于2013年4月10日轉(zhuǎn)注籠統(tǒng)注水，采用反九點(diǎn)法形成1注8采的注采井網(wǎng)，井組由天然能量開采階段進(jìn)入注水開發(fā)階段，截至2014年4月調(diào)整前，井組日產(chǎn)油下降到16.8 t/d，含水上升到54%。從井區(qū)綜合含水與采出程度關(guān)系曲線中也可以看出，隨著采出程度變大，井區(qū)的綜合含水逐漸升高，水驅(qū)開發(fā)效果明顯變差。

2 井組問題

2.1 井組動態(tài)變化情況

該井組2013年4月轉(zhuǎn)注ZW2-2-1井后，在注水開發(fā)早期油井表現(xiàn)出了2種不同的動態(tài)變化，從早期油井見效表中統(tǒng)計的結(jié)果可以看出，東西向油井ZW2-4-3井見效最為明顯，液量上升5.6 t，油量上升4 t，其它井不見效或液量下降。且注水有效期短，含水快速上升，產(chǎn)量遞減。在產(chǎn)量快速遞減階段(從2013年4月到2014年4月)，井組經(jīng)過1年含水上升27%，產(chǎn)量下降19.6 t，動液面保持穩(wěn)定，井組基本無穩(wěn)產(chǎn)期。

2.2 井組問題分析

一是平面非均質(zhì)強(qiáng)，油井動用有差異。按小層統(tǒng)計分析：彰武2井區(qū)小層平面滲透率級差為2.8-620.3，突進(jìn)系數(shù)1.5-10.1，變異系數(shù)0.8-3.1，平面非均質(zhì)性嚴(yán)重。

二是受人工裂縫影響，優(yōu)勢通道明顯。首先從靜態(tài)資料反應(yīng)地應(yīng)力及人工裂縫特征，通過統(tǒng)計彰武2井區(qū)內(nèi)12口井38個射孔段裂縫監(jiān)測統(tǒng)計，主裂縫方向30～95°和210～260°，平均62°和243°，最大水平主應(yīng)力存在北東-南西和近東西兩個方向。其次通過動態(tài)監(jiān)測資料也反應(yīng)了裂縫形成注水優(yōu)勢方向，依據(jù)ZW2-2-1井的示蹤劑監(jiān)測，明確了井組的連通對應(yīng)關(guān)系，只有一口油井ZW2-4-3井見劑，ZW2-2-1井主要與東向的ZW2-4-3井連通性最好，井組注水優(yōu)勢方向明顯。

三是層間非均質(zhì)強(qiáng)，水井層間吸水差異大。根據(jù)ZW2-2-1井早期吸水剖面顯示，各小層吸水不均衡，九佛堂Ⅲ砂組8小層相對吸水量最多，占比例62.4%，注水后出現(xiàn)單層突進(jìn)，主力層九佛堂Ⅲ砂組7小層物性最好，但相對吸水量僅13.8%。層間矛盾突出，注水開發(fā)效果差。

四是油質(zhì)差，水驅(qū)油效率低，單井產(chǎn)液量低。彰武油田目前注入水溫度在30 ℃左右，使得儲層溫度降低，流溫接近溫度敏感區(qū)間。在低滲條件下，加劇了敏感區(qū)間對原油流動性的影響，水驅(qū)效果進(jìn)一步減弱，增加了主力油層動用的復(fù)雜性。

3 調(diào)整對策

彰武油田ZW2井區(qū)為新投入開發(fā)區(qū)塊，為提升區(qū)塊產(chǎn)量，以深化油藏地質(zhì)研究為基礎(chǔ)，加強(qiáng)基礎(chǔ)資料的錄取，以完善注采井，提高儲量控制程度為目標(biāo)，以強(qiáng)化、細(xì)化注水為主要做法，依靠轉(zhuǎn)注、強(qiáng)注、強(qiáng)弱間注為主要手段，結(jié)合調(diào)剖、分注等工藝技術(shù)，優(yōu)化注采參數(shù)，逐步恢復(fù)地層壓力，達(dá)到治理低效井、提高水驅(qū)開發(fā)效果的目的，減緩區(qū)塊遞減。

3.1 水井調(diào)剖封堵優(yōu)勢通道

由于儲層非均質(zhì)嚴(yán)重以及裂縫存在導(dǎo)致含水快速上升，影響注水開發(fā)效果，通過調(diào)剖封堵水竄通道，改善油藏非均質(zhì)、封堵裂縫優(yōu)勢通道，從而達(dá)到改善水驅(qū)開發(fā)效果的目的。水井ZW2-2-1井進(jìn)行調(diào)剖封堵優(yōu)勢通道，該井縱向上非均質(zhì)性強(qiáng)，注水后出現(xiàn)單層突進(jìn)，導(dǎo)致對應(yīng)油井含水上升明顯，2013年9月份對水井進(jìn)行調(diào)剖后，注水壓力明顯上升。ZW2-3-2含水略有下降，另一口油井ZW2-4-3調(diào)剖見效，含水下降，油量明顯上升。

3.2 老井重復(fù)壓裂挖潛措施引效

對ZW2-1-1重復(fù)壓裂進(jìn)行老井挖潛措施引效。井組內(nèi)新井投產(chǎn)時多數(shù)是大段合壓，且油井液量低、井斜大，無法進(jìn)行產(chǎn)液剖面測試，進(jìn)一步加大了層間動用狀況的認(rèn)識難度，目前各層改造狀況不清。通過2口井壓裂高度監(jiān)測結(jié)果顯示，多層合壓存在部分層未壓開，主力層未得到有效改造。ZW2-1-1井九佛堂3-8號小層測井顯示物性較好，且鄰井產(chǎn)能均較高，但該井產(chǎn)量低，分析認(rèn)為有可能是該層未壓開，因此，開展單層二次壓裂，進(jìn)一步評價該小層合壓時改造情況。單壓后增產(chǎn)效果明顯。該井合壓穩(wěn)定生產(chǎn)1 t/d，二次壓裂后初期日產(chǎn)油由0.5 t/d上升至4.5 t/d，日增油4 t/d，累積增油470 t。

3.3 水井分注加強(qiáng)主力層注水

ZW2-2-1井根據(jù)2013年4月吸水剖面測試結(jié)果主力層J37吸水較差，對應(yīng)油井見效不明顯，2014年10月8日對該井進(jìn)行油套分注，分注J37-8(1)和J38(2)、J42-3，加強(qiáng)主力層注水，提高水驅(qū)動用程度。分注后再次進(jìn)行吸剖測試，主力層吸水明顯變好，對應(yīng)油井產(chǎn)量保持穩(wěn)定。

3.4 水井分注加強(qiáng)主力層注水

對ZW2-2-1水井注熱水礦場試驗[1]。理論研究表明在注入水溫度低于50 ℃時，粘度進(jìn)入溫度敏感區(qū)。井組注入水溫度在30 ℃，儲層溫度降低，流溫接近溫度敏感區(qū)間；低滲條件下，加劇了敏感區(qū)間對原油流動性的影響，水驅(qū)效果進(jìn)一步減弱，增加了主力油層動用的復(fù)雜性。通過ZW2-2-2井的粘溫曲線也可以看出，隨著溫度降低，黏度增大，且在含水率小于50%時，隨含水率的增加原油粘度增大。于是2015年4月以來先后對井區(qū)內(nèi)3口水井進(jìn)行注熱水礦場試驗。在注熱水后沒有對ZW2-2-1井進(jìn)行吸剖測試，只對鄰井ZW2-6-5進(jìn)行了吸剖測試，對比注熱水前后吸剖測試結(jié)果發(fā)現(xiàn)，在注熱水后，吸水情況發(fā)生反轉(zhuǎn)，注采對應(yīng)較好的主力層JFT3-7小層吸水變好，相對吸水量由注熱水前的12.1%提高到100%。非主力層JFT3-6/ JFT4-1小層由主吸水變?yōu)椴晃?，證實(shí)了注熱水試驗的有效性。

3.5 調(diào)整效果及認(rèn)識

井組經(jīng)過這四部分的調(diào)整后，整體取得了一定的效果。調(diào)整前日產(chǎn)油16.6 t，產(chǎn)量呈指數(shù)遞減，月遞減指數(shù)為0.036。調(diào)整后初期日產(chǎn)油20.0 t，產(chǎn)量呈指數(shù)遞減，月遞減指數(shù)為0.029，遞減趨勢變緩。

圖1 ZW2-2-1井組調(diào)整前后對比曲線圖

4 結(jié)語

該井組動態(tài)調(diào)整取得的認(rèn)識主要有以下四點(diǎn)：(1)東西向小井距油井，有效驅(qū)動壓差小，且為裂縫方向，易見效，南北部井裂縫不發(fā)育，有效驅(qū)動生產(chǎn)壓差大，見效差[2]；(2)水井為壓裂后轉(zhuǎn)注，針對裂縫方向水淹的現(xiàn)象，采用調(diào)剖措施是解決注水平面突進(jìn)，改善吸水差異的有效手段；(3)油套分注不能滿足細(xì)分注水的需要，仍需要進(jìn)一步細(xì)分注水，達(dá)到層間挖潛的目的；(4)低滲透高含蠟稠油油藏儲層冷傷害大，削弱水驅(qū)效果，增加了主力油層動用的復(fù)雜性，通過注熱水改變吸水剖面，提高主力層水驅(qū)動用程度，改善水驅(qū)開發(fā)效果。

建議下步在明確彰武2井區(qū)油藏注水開發(fā)存在的主要問題基礎(chǔ)上，以效益開發(fā)為目標(biāo)，重點(diǎn)圍繞“改善水驅(qū)效果和節(jié)能降耗”開展以下工作：(1)持續(xù)開展動態(tài)監(jiān)測，摸清平面層間出力狀況，支撐井組優(yōu)化調(diào)整；(2)動態(tài)監(jiān)測資料認(rèn)識基礎(chǔ)上，優(yōu)選措施井，提高單井產(chǎn)能；(3)根據(jù)開發(fā)動態(tài)精細(xì)注采調(diào)配，改善水驅(qū)效果。后期考慮優(yōu)選井組調(diào)流場和注采耦合相結(jié)合，東西向油水井摸索注采耦合周期注水。關(guān)停東西水線優(yōu)勢通道上油井時，水井注水，讓水線沿南北切線方向推進(jìn)。