李艷艷 白明武 彭海東

延長油田股份有限公司吳起采油廠 陜西吳起 717600

在油田生產(chǎn)實踐中，原油產(chǎn)量是評價油田開發(fā)水平的重要指標，要使其達到最佳的開發(fā)效果，就需要對注水工藝進行全面的優(yōu)化，以確保注水工作的順利進行，使各生產(chǎn)指標均能滿足設(shè)計要求。

1 油藏特征

某研究區(qū)長6 儲層呈“厚層、塊狀、超低滲”特征，儲層厚度較大（23.6m）、巖性致密（11.3%）、物性較差（0.34mD），復雜的沉積特征導致儲層平面及層內(nèi)非均質(zhì)性強。研究區(qū)以水驅(qū)開發(fā)為主，水驅(qū)儲量和產(chǎn)量占比高，縱向非均質(zhì)性強，籠統(tǒng)注水效果差，由于層內(nèi)滲透率級差大，籠統(tǒng)注水導致縱向上注水井吸水不均，油井水洗程度差異大，水驅(qū)開發(fā)矛盾突出。圖1 為研究區(qū)長6 沉積模式。

圖1 研究區(qū)長6 沉積模式

開發(fā)初期采用籠統(tǒng)注水，剖面上注入水沿高滲小層突進，低滲層儲量難以動用。2009 年水驅(qū)儲量動用程度僅30.6%，油藏自然遞減大，整體開發(fā)效果差。

2 注水技術(shù)管理分析

油田精細分注工作經(jīng)歷了“規(guī)模分注、技術(shù)完善、持續(xù)升級”三個階段，目前已初步形成了以地質(zhì)研究、工藝配套、水驅(qū)調(diào)控三類技術(shù)和管理評價方法為主的管理體系。后期將重點抓好分層注水質(zhì)量提升，智能化管理等工作，到“十四五”末分注率達78%以上，分注合格率達83%以上。表1 為油田注水技術(shù)水平分析。

表1 油田注水技術(shù)水平分析表

2.1 建立地質(zhì)研究技術(shù)體系

（1）精細單砂體刻畫明確水驅(qū)動用潛力。通過精細刻畫，明確了單砂體4 種空間構(gòu)型，寬厚比范圍為65～133。針對切疊式、對接式單砂體開展補孔分注、提級分注井次，刻畫前、刻畫后、治理后水驅(qū)控制程度92.1%、88.5%、88.9%。

（2）裂縫定量表征指導水線控制。形成了基于壓裂參數(shù)、縫網(wǎng)監(jiān)測等刻畫方法，開展人工縫網(wǎng)定量刻畫，明確了不同開發(fā)單元井底注入壓力（34.1M～44.5MPa）是動態(tài)裂縫開啟及多方向的主要因素，為緩解控水與補能矛盾提供依據(jù)。利用裂縫定量參數(shù)指導開展脈沖注水、限壓注水等措施，見效比例逐步提高，見效區(qū)自然遞減下降幅度小。

（3）深化水驅(qū)認識明確水驅(qū)改善治理方向。其中三疊系油藏明確了平面上受單砂體控制水驅(qū)不均，剖面上非均質(zhì)性導致剩余油互層式分布。侏羅系油藏明確了儲層存在物性夾層及高滲條帶，受射孔程度等影響，易造成注水強度偏大，發(fā)生注水突進。近三年開展選擇性增注、小層調(diào)剖等治理措施76 井次，水驅(qū)不均比例下降2.6%。三疊系油藏單砂體特征統(tǒng)計見表2。

2.2 建立工藝配套技術(shù)體系

（1）攻克精細分注關(guān)鍵技術(shù)，主要形成了小套井、小卡距、多級分注關(guān)鍵技術(shù)，滿足了41/2″套管、最小卡距1.5m、6 層分注需求，但多級分注技術(shù)問題是多層分注解封上提負荷大；下一步改進封隔器解封方式，控制起鉆載荷＜35t，最高實現(xiàn)6 層分注。小卡距分注技術(shù)問題是層內(nèi)分注卡距≤3m，難以準確座封；下一步開展機械定位和磁定位技術(shù)研究，形成小卡距分注技術(shù)，實現(xiàn)最小卡距1.5m。

（2）升級常規(guī)井下配水工具。為提升分注合格率及測調(diào)效率，持續(xù)改進配水器及測調(diào)儀等分注工具，形成了車載控制讀取、電纜信息傳輸、測調(diào)儀數(shù)控調(diào)節(jié)的機電一體化測調(diào)技術(shù)，測調(diào)合格率達100%，分注合格率逐步上提。

（3）試驗推廣波碼通訊分注技術(shù)，針對常規(guī)測調(diào)工作量大、費用高等問題，進行最初的井筒入井、地面改造、PC 端建設(shè)等試驗，通過持續(xù)優(yōu)化完善，形成了可推廣的波碼分注技術(shù)。同時針對測調(diào)時間長、波碼傳輸慢等六項問題進行了優(yōu)化升級，波碼傳輸效率提升20%，配注調(diào)整效率提升80%，形成技術(shù)標準，為規(guī)模應(yīng)用提供了保障。圖2 為多級分注技術(shù)示意圖。

圖2 多級分注技術(shù)

（4）形成分注井不動管柱調(diào)剖技術(shù)。針對傳統(tǒng)調(diào)剖作業(yè)工序復雜、費用高、作業(yè)周期長等問題，攻關(guān)形成分注井不動管柱調(diào)剖技術(shù)，作業(yè)成功率達100%。

（5）攻克高密度均相液壓井常規(guī)作業(yè)技術(shù)。為有效解決帶壓檢串費用高、常規(guī)檢串泄壓難度大且造成地層能量損失等問題，持續(xù)開展高密度均相液壓井常規(guī)檢串試驗，為注水井檢串提供了新方法。對比帶壓檢串，單井作業(yè)成本節(jié)約6.5 萬元，施工周期縮短5d。通過不斷改進、優(yōu)化、完善，壓井檢串效率持續(xù)提升，初步形成了技術(shù)及作業(yè)標準。

（6）持續(xù)推進分注井井筒專項治理工程。近年來，通過持續(xù)強推注水井洗井、檢串等工作，井筒環(huán)境得到有效改善，三年以上未檢串率由46.8%下降至18.6%，普通涂料油管占比由14.5%下降至2.1%。圖3 為波碼通訊數(shù)字式分注技術(shù)示意圖。

圖3 波碼通訊數(shù)字式分注技術(shù)示意圖

2.3 建立了水驅(qū)調(diào)控技術(shù)體系

（1）精細分注層級優(yōu)化提升小層動用。按照深挖老井分注潛力，堅持產(chǎn)建源頭分注的原則，近三年開展分注提級、補孔分注等措施，投注井方案分注率達96.0%以上，基本消除了小層注采不對應(yīng)現(xiàn)象。

（2）小層注水優(yōu)化調(diào)整提升見效比例。理清分注條件下注采關(guān)系及動用潛力，形成了四類小層注水優(yōu)化調(diào)整方式，依據(jù)注入介質(zhì)優(yōu)化測調(diào)周期開展小層調(diào)整。

（3）創(chuàng)新聚合物微球站點集中注入技術(shù)。為滿足超低滲油藏深部調(diào)驅(qū)需求，結(jié)合聚合物微球粒徑小、分散性好等性能，首次將傳統(tǒng)井口注入改為“站點配套、集中注入”方式，形成低成本、快覆蓋的調(diào)驅(qū)新方式，平均單井施工費用降低6.0 萬元，實施區(qū)自然遞減下降5.8%。

（4）分油藏開展調(diào)驅(qū)新技術(shù)試驗。在研究區(qū)長6 儲層致密、隔夾層發(fā)育、天然裂縫發(fā)育的三疊系油藏試驗兼具調(diào)堵與驅(qū)油雙作用的碳基高強調(diào)驅(qū)。在邊底水發(fā)育、Ⅰ類接觸類型的侏羅系油藏試驗兼具注入性與增粘性的粘彈自調(diào)控劑調(diào)驅(qū)，對應(yīng)井組含水下降1.3%。

（5）推廣微生物活化水驅(qū)提高水驅(qū)采收率，針對超低滲油藏油層平均厚度大，單砂體多期疊置，吸水不均井占比大，剖面矛盾突出，嚴重制約油藏開發(fā)效果。

（6）注水井分層體積壓裂擴大水驅(qū)波及。針對裂縫復雜區(qū)域，通過先封堵再體積壓裂技術(shù)（2 級暫堵、排量6方/ 分、入地液量600 方），平面上縮小側(cè)向驅(qū)替距離，改變優(yōu)勢滲流方向，縱向上緩解層內(nèi)矛盾。

（7）水平井同井注采實現(xiàn)縫間有效驅(qū)替。探索同井同步注采、縫間異步注采、吞吐采油3 類縫間注采試驗，實施5 井次，驅(qū)替距離由260 縮小至60m。

研究區(qū)地質(zhì)儲量采出程度見圖4。

圖4 研究區(qū)地質(zhì)儲量采出程度

2.4 建立了管理評價技術(shù)體系

（1）制定完善了研究區(qū)超低滲油藏精細分注及評價標準。對分注類型、分層標準等進行規(guī)范，制定了《超低滲油藏精細分層注水標準》，設(shè)置3 類14 項評價指標，形成了《超低滲油藏精細分層注水效果評價標準》，根據(jù)評價情況，明確治理措施。

（2）優(yōu)化完善分注井管理制度。結(jié)合管理制度及標準，優(yōu)化完善分注井管理制度，明確管理職責、嚴抓環(huán)節(jié)管控、嚴格考核處罰，穩(wěn)步提升分注井管理水平。

（3）構(gòu)建水質(zhì)提升管理機制，重點突出采出水“兩沉+兩濾”處理工藝升級及一體化處理裝置配套，提高采出水水質(zhì)合格率，做到“既要分得住、更要注得好”。

3 油田注水技術(shù)取得的認識

精細單砂體刻畫、裂縫定量表征、水驅(qū)規(guī)律等研究為分層注水提供基礎(chǔ)支撐，只有充分認識油藏才能提升精細分注有效性，充分地發(fā)揮油藏潛力。精細小層劃分、合理分層配注能夠保障縱向上注水均勻推進，提升水驅(qū)波及體積，且產(chǎn)建源頭分注是改善層間非均性提升注水開發(fā)效果的最佳時機，現(xiàn)場試驗初步表明注水井體積壓裂、水平井同井注采等技術(shù)可實現(xiàn)縫間驅(qū)替建立，改善油藏水驅(qū)狀況，后期將加大試驗規(guī)模，對該類技術(shù)的適應(yīng)性、有效性等開展持續(xù)攻關(guān)。工藝升級是保證分層注水的先決條件，持續(xù)工藝革新是分注向?qū)觾?nèi)細分更精細、分注質(zhì)量更可靠、井下測調(diào)更快捷的技術(shù)推力和基礎(chǔ)保障。

4 油田注水技術(shù)發(fā)展攻關(guān)方向

持續(xù)深化油藏基礎(chǔ)研究，深入開展單砂體、裂縫發(fā)育條件下的開發(fā)規(guī)律研究，重點開展單砂體二次精細刻畫，突出油藏開發(fā)中期水驅(qū)特征、水驅(qū)規(guī)律認識，指導提升及改善水驅(qū)治理。持續(xù)優(yōu)化精細分注標準，結(jié)合精細分層注水技術(shù)發(fā)展及單砂體動用情況，進一步優(yōu)化分注標準，實現(xiàn)分注層段組合由小層、層組向復合砂壩、單砂體延伸，達到層內(nèi)分注再精細、儲量動用最大化目的。持續(xù)完善波碼分注技術(shù)，開展波碼分注井延長服役時間、遠程監(jiān)控系統(tǒng)、提升分注適應(yīng)性、小直徑波碼分注四個方面技術(shù)研究，進一步提升技術(shù)適應(yīng)性，滿足油藏精細注水要求。持續(xù)攻關(guān)低成本常規(guī)檢串技術(shù)，重點推廣高密度均相液壓井常規(guī)檢串技術(shù)，同時持續(xù)技術(shù)完善及攻關(guān)。持續(xù)探索智能注水管理模式，以降低人工勞動強度、提升小層配注質(zhì)量為目的，完善波碼分注—新水井工況系統(tǒng)，優(yōu)化站點恒壓—單井恒壓-小層恒流技術(shù)，實現(xiàn)智能注水管理模式。

5 結(jié)語

隨著油田技術(shù)的發(fā)展，油田生產(chǎn)技術(shù)的發(fā)展也日趨成熟，對油田生產(chǎn)的需求越來越大，對油田生產(chǎn)的要求也越來越高，所以在油田生產(chǎn)中采用科學、高效的技術(shù)措施就非常必要。針對低滲透油藏特點，文章中主要對目前我國使用的較為廣泛的幾種技術(shù)進行了分析，這些技術(shù)的使用可以在很大程度上促進我國注水技術(shù)的發(fā)展，最終保證我國低滲透油田注水技術(shù)朝著更加成熟的方向邁進，為國內(nèi)低滲透油田注水開發(fā)技術(shù)提供相應(yīng)的技術(shù)保障。