王維

中國石油遼河油田公司 遼寧 盤錦 124010

1 研究背景

L區(qū)塊構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷北部，主力開發(fā)目的層為沙河街組沙三段蓮花油層，含油面積9.5Km2，地質(zhì)儲量2000×104t，標(biāo)定采收率32%，可采儲量640×104t。L區(qū)塊地質(zhì)儲特征復(fù)雜，整體構(gòu)造形態(tài)為多條斷層形成背斜構(gòu)造，沉積特征為扇三角洲前緣亞相，儲層呈現(xiàn)中孔中滲特征，平均孔隙度18.5%，滲透率100mD，平面上儲層發(fā)育連續(xù)性差，砂體尖滅、透鏡體特征頻繁出現(xiàn)，縱向上層間非均質(zhì)性較強，縱向滲透率極差10～30，加上斷層發(fā)育影響，注采井網(wǎng)控制難度大，水驅(qū)儲量動用程度低[1]。

至2020年12月，區(qū)塊共有油井200口，開井150口，注水50口，注采井?dāng)?shù)比1∶4，日注水量2500方，日產(chǎn)液量2632噸，日產(chǎn)油量250噸，綜含合水90.5%，采油速度0.45%，地質(zhì)儲量采出程度29.5%，可采儲量采出程度92.2%，水驅(qū)儲量控制程度77.0%，水驅(qū)儲量動用程度56.5%。

2 開發(fā)中存在問題

整體來看，L區(qū)塊進入“特高含水、高液量、高采出程度”三高開發(fā)階段，開發(fā)中存在問題主要有三方面：

一是主力層動用程度高，產(chǎn)量遞減快。根據(jù)儲層物性、含油性、厚度及產(chǎn)能特征等指標(biāo)，將儲層分為I、II、III三類，其中I類儲層為主要開發(fā)對象，開采程度高，水淹情況較為嚴重，多數(shù)井實施堵水、調(diào)層等措施，導(dǎo)致水驅(qū)動用儲量減少，儲采失衡矛盾突出，產(chǎn)量遞減速度快，年自然遞減率30%以上，穩(wěn)產(chǎn)難度大。而II、III類儲層儲量占總儲量35%，儲層物性、連通性較差，注水開發(fā)效果不明顯，基本處于是天然能量開發(fā)階段，產(chǎn)量呈“墜崖”式下降，區(qū)塊開發(fā)形勢嚴峻。

二是剩余油分布規(guī)律認識不清，無法滿足精細開發(fā)要求。L區(qū)塊I類儲層主要為水下分支河道微相，連通程度高，開發(fā)時間早，采出程度大，水洗程度高，剩余油分布復(fù)雜。根據(jù)2020年新井取心資料，I類儲層1級水淹厚度占比53.5%，2級水淹厚度占比35.5%，3級水淹厚度占比11%。II、III類儲層基本處于非主力沉積微相內(nèi)，沉積變化快，寬度小，措施挖潛效果差，剩余油“甜點區(qū)”無法確定[2]。

三是井下技術(shù)狀況復(fù)雜，套損、落物井?dāng)?shù)40口，基本處于關(guān)井停產(chǎn)狀態(tài)，造成注采井網(wǎng)欠完善，破壞原有注采平衡，加劇注入水水竄程度。

3 技術(shù)對策研究

3.1 精細刻畫剩余油分布規(guī)律

對于多年注水開發(fā)油藏，摸清地下剩余油存在狀態(tài)，才能明確措施挖潛及開發(fā)調(diào)整方向。為此通過建立區(qū)塊地質(zhì)模型，開展精細油藏描述[1]，從宏觀、微觀角度出發(fā)，對剩余油分布特征進行研究，其中I類儲層剩余油主要有三種類型：

一是主力河道橫向相變非均質(zhì)滯留區(qū)，主要表現(xiàn)為主河道間注入水未波及剩余油、河道邊角剩余油、砂體尖滅邊緣剩余油三種模式；二是斷層切割帶剩余油，主要分布在斷層上盤；三是儲層韻律性剩余油，蓮花油層屬于正韻律性儲層，底部高滲帶水淹嚴重，含油飽和度20%～25%，頂部低滲區(qū)主要為3級水淹，含油飽和度在40%～50%之間，剩余油富集[3]。

對于II、III類儲層，儲層物性、連通性差，剩余油分布類型主要有兩種，一是厚度小的薄砂體，呈現(xiàn)砂泥互層狀特征，砂體厚度多在1.0～1.5m，物性、泥巖夾層在0.2～0.5m，單控儲量小，剩余油連片分布；二是局部發(fā)育小透鏡體，主要受斷層控制，砂體厚度2～3m，分布范圍30～40m，具有一定儲量規(guī)模，基本處于天然能量開發(fā)階段，剩余可采儲量較大。

3.2 分儲層優(yōu)選開發(fā)方式

對于I類儲層，前期注水見到較好增油效果，后期因儲層非均質(zhì)性、采出程度高等因素水淹嚴重，平面上注采井間、注入水未波及區(qū)域、斷層切割帶等剩余油富集[2]，為此提出重構(gòu)注采井網(wǎng)恢復(fù)注水開發(fā)思路，輔以注采井別互換、化學(xué)調(diào)剖調(diào)驅(qū)、正韻律儲層措施挖潛等，提高注入水波及體積，改善水驅(qū)油效果，主要技術(shù)手段如下：

一是注采井網(wǎng)優(yōu)化，根據(jù)油藏達西滲流理論，結(jié)合相關(guān)經(jīng)驗公式，確定I類儲層合理注采井距為250m。二是建立油藏?zé)o因次采油強度與井底流動壓力關(guān)系曲線，整體來看，當(dāng)?shù)貙訅毫υ?5MPa時，生產(chǎn)井流動壓力在14MPa出現(xiàn)拐點，因此確定合理的井底流動壓力13～15MPa。在此基礎(chǔ)上，結(jié)合剩余油分布規(guī)律，重構(gòu)區(qū)塊注采井網(wǎng)，新轉(zhuǎn)注10口注水井，注采互換3口井，水驅(qū)儲量控制程度提高至82.0%。

二是正韻律儲層剩余油挖潛。根據(jù)巖性、物性、電性特征，對I類儲層內(nèi)部隔夾層進行識別，細分頂部韻律層，實施全井段擠灰重新射孔、選擇性射孔等手段，挖掘頂部韻律段剩余油，共實施35口井，日增油100噸，階段累增油2.5萬噸。

三是對I類儲層實施調(diào)驅(qū)，堵塞注采井間優(yōu)勢大孔道，迫使水線改變方向，提高II、III類儲層相對吸水量，挖掘剩余油潛力。經(jīng)統(tǒng)計，先后對10個注水井組進行調(diào)驅(qū)，平均注水壓力上升2.2MPa，水線推進速度由10.5m/d降至6.5m/d，表明水竄通道得到堵塞，綜合含水下降5.5%，日增油50噸，階段累增油1.2萬噸，預(yù)計可提高采收率1.2%。

對于II、III類儲層，針對平面上沉積微相變化快、縱向上層多、厚度小等問題，根據(jù)測井曲線響應(yīng)特征，細分隔夾層類型，主要發(fā)育物性和泥質(zhì)夾層，在此基礎(chǔ)上，對韻律層的微相類型進行分析，建立測井曲線形態(tài)與沉積微相關(guān)系，重新繪制II、III類儲層沉積微相圖，建立相控小河道注采井網(wǎng)，轉(zhuǎn)注老井8口，增加水驅(qū)控制儲量70萬噸，一線油井日增油50噸，階段累增油1.5萬噸，水驅(qū)儲量控制程度提高至85.5%。

3.3 注水井組細分重組，提高水驅(qū)儲量動用程度

L區(qū)塊儲層非均質(zhì)性較為嚴重，儲層變異系數(shù)0.8以上，導(dǎo)致注水開發(fā)中層間、層內(nèi)矛盾突出，同一注水井段內(nèi)各小層及同一小層不同部位吸水不均，水驅(qū)儲量動用程度低，為此實施注水井段細分重組是精細注水調(diào)整的關(guān)鍵技術(shù)。

通過數(shù)值模擬分析，滲透率極差直接影響水驅(qū)采收率，即極差越大，水驅(qū)采收率越低，且不同含水階段，需要控制的滲透率極差不同[3]。在低含水量水階段（含水小于20%），同一注水井段各層滲透率極差控制在6～7之間，中含水階段（含水20%～60%）滲透率極差控制在5～6之間，高含水階段（含水60%～90%）滲透率極差控制在4～5之間、特高含水階段（含水大于90%）滲透率極差控制1～4以內(nèi)，要結(jié)合射孔情況、隔夾層發(fā)育情況，合理優(yōu)化封隔器位置，最大程度減少同一注水井段內(nèi)各小層滲透率極差。

以某井為例，其注水井段內(nèi)共有8個小層，各小層間隔夾層發(fā)育，均可下封隔器實施分注，前期實施二級三段分層注水，即1～3、4～5、6～8三段，各段滲透率極差分別為6.9、6.5、7.1，遠超出理論值，導(dǎo)致各段內(nèi)小層間吸水嚴重不均，具體如圖1所示。

圖1 注水井段調(diào)整前吸水情況圖

為改善縱向上吸水狀況，2021年6月實施注水井段重組，將1～2、3～4、5～6、7～8細化三級四段注水，各段滲透率極差分別為2、1.1、1.2、1.3，各層吸水狀況得到明顯改善，相對吸水量趨于平衡，具體如圖2所示。

圖2 注水井段調(diào)整后吸水狀況圖

3.4 利用側(cè)鉆、壓裂等手段，挖掘剩余油潛力

為進一步改善注水開發(fā)效果，在剩余油分布規(guī)律重新認識基礎(chǔ)上，對套損井、落物井、低產(chǎn)低效井實施側(cè)鉆，完善注采井網(wǎng)，提高油井利用率，實現(xiàn)儲量有效動用。同時對于儲層物性差長期注水不受效油井，實施壓裂引效，提高單井產(chǎn)能。另外，對于局部有注無采井網(wǎng)，實施油井調(diào)補層、堵水上返等措施，完善注采對應(yīng)關(guān)系，提高水驅(qū)儲量控制程度。2021年以來先后實施側(cè)鉆、壓裂、調(diào)補層等措施45井次，措施有效率93.3%，日增油120噸，階段累增油2.8萬噸，效果顯著。

4 實施效果

通過上述技術(shù)研究，L區(qū)塊注水開發(fā)效果得到明顯改善，日產(chǎn)油量由250噸上升至400噸，綜合含水由90.5%降至87.5%，水驅(qū)儲量控制程度由77%提高至85.5%，水驅(qū)儲量動用程度由56.5%提高至75.5%，2021～2022年產(chǎn)量遞減趨勢得到有效控制，如2022年自然遞減率為10.5%，綜合遞減率為5.2%，達到歷史最低水平。按照目前注水開發(fā)效果，利用甲型水驅(qū)特征曲線、童氏圖版及相關(guān)經(jīng)驗公式預(yù)測水驅(qū)最終采收率為34.5%，高于標(biāo)定采收率2.5%，水驅(qū)油效率大幅度提高，實現(xiàn)精細注水目的。

5 結(jié)論

L區(qū)塊注水開發(fā)過程中存在主力層動用程度高、產(chǎn)量遞減快、剩余油分布規(guī)律認識不清及井下技術(shù)狀況復(fù)雜等問題，影響整體注水開發(fā)效果。

從宏觀、微觀角度出發(fā)，對I、II、III類儲層剩余油分布規(guī)律進行刻畫，其中I類儲層主要有主力河道橫向相變非均質(zhì)滯留區(qū)剩余油、斷層切割帶剩余油、儲層韻律性剩余油等三種模式，II、III類儲層剩余油主要集中在厚度小的薄砂體和局部發(fā)育小透鏡體中。

針對各類儲層制定合理的開發(fā)方式，其中I類儲層主要為重構(gòu)注采井網(wǎng)、正韻律儲層剩余油挖潛及深部調(diào)驅(qū)；II、III類儲層主要細化沉積微相，建立相控小河道注采井網(wǎng)，實現(xiàn)水驅(qū)儲量有效控制。

建立不同含水階段滲透率極差界限，指導(dǎo)注水井組重組，改善縱向上各小層吸水狀況，提高水驅(qū)儲量動用程度。

利用側(cè)鉆、壓裂、調(diào)補層等措施手段，完善注采系統(tǒng)，進一步改善注水開發(fā)效果。

（6）本文在注水油田提高采收率方面取得成果及應(yīng)用，可為同類型油藏提供借鑒經(jīng)驗。