注水開發油藏穩油控水技術研究

摘要：受地質特征復雜、儲層非均質性嚴重及地下流體運移規律認識不清等因素影響，J區塊注水開發中過程中水竄嚴重，注入水利用率低，驅油效果差。為提高水驅油效率，控制含水上升速度，開展穩油控水技術研究，即在地質體重新認識基礎上，明確剩余油分布規律，指導注采系統優化調整，取得較好效果，日增油量118.5噸，階段累增油4.0萬噸，提高采收率0.59%，低油價下實現提質增效目的。

關鍵詞：注水油藏;穩油控水;技術研究

1.概況

J區塊為復雜斷塊邊底水稀油油藏，構造形態為4條北東向主斷層與多條北西方向次級斷層形成復雜構造，平面上分布多個背斜構造，圈閉高度100～200m，上報含油面積2.45平方公里，石油地質儲量675.6萬噸，儲層呈現中孔中滲特征，平均孔隙度20.5%，滲透率125.5mD，儲層非均質性強，滲透率變異系統0.88，采用注水開發，調整前油井125口，開井108口，注水井30口，日注水量1000噸，日產液量1520噸，日產油量155噸，綜合含水89.8%，采油速度0.84%，采出程度19.3%，累注采比0.95，剩余可采儲量14.8萬噸。

2.開發中存在的問題

J區塊處于注水開發中后期，生產特征呈現“兩高一低”特點，即高采出程度、高液量、高含水、低產油量“，可采儲量采出程度89.7%，平均單井日產液14.1噸，日產油1.4噸，綜合含水大于90%油井井數88口，占開井數81.5%，穩油控水難度大，主要原因有三方面：

一是受地質特征復雜、斷層發育以及砂體發育連續性差等因素影響，區塊采用不規則點狀注采井網實施注水開發，注采系統完善程度差，有注無采、有采無注現象嚴重。

二是注入水水竄嚴重，水驅效率低。J區塊屬于扇三角洲沉積體系，河道多期變化，平面上沉積微相變化快，不同沉積微相注水受效狀況差異大，其中水下分流河道微相儲層物性好，油井注水受效速度快，易水竄，注采井間形成無效循環水竄通道，注水入利用率低;縱向上各套小層儲層非均質性強，吸水嚴重不均，高滲層強吸水，導致對應層位油井水淹嚴重。

三是剩余油分布規律認識不清。J區塊為邊底水油藏，水體能量充足，隨著采出程度提高，地層水逐步侵入，油水界面上升，油井水淹嚴重，加上注入水竄影響，剩余油高度分散，難以精細刻畫分布規律。

3.技術對策優化研究

3.1井震結合，重新認識地質體

綜合運用鉆井、錄井、測井等資料，在標志層指引下，根據地層沉積旋回性、巖性特征、隔夾層特征等，以單井為中心，逐步開展井間地層地比及小層劃分，明確各層分層數據及斷點深度等，為構造解釋提供依據。

為有效指導層位標定，各斷塊選取2-3口井進行人工合成地震記錄，確定各砂巖組反射特征，追蹤同向軸變化特征，若存在分叉、錯亂、重疊等現象，表明存在斷層可能性，再結合地層對比結果，確定斷層發育狀況，進而實現構造精細解釋。

在構造落實基礎上，按“由已知推未知”思路，根據完鉆井砂體厚度，結合同向軸、波阻抗等反射特征，刻畫井間砂體、井控程度低區域砂體發育情況，明確砂體尖滅線位置，為開發調整及井位部署奠定基礎。

3.2 動靜結合，刻畫剩余油分布狀況

在地質體落實基礎上，根據構造低部位油井生產動態反應，結合其它參數分析，如見水時間、水侵方向、射孔井段垂深、水性數據等，綜合判斷邊水侵入范圍及底水錐進高度等，刻畫油水界面位置，明確剩余油分布狀況。

對于注入水水淹范圍，主要根據動態監測資料，如吸水剖面、產液剖面、示蹤劑等，逐井組進行注水效果分析，確定平面上水竄方向、水線波及距離及縱向上水竄層位等，最終確定注采井間剩余油“甜點”區。

整體來看，平面上剩余油主要集中在注采井網欠完善區、局部構造高部位、河道間和河口壩等非主力沉積微相內，縱向上剩余油主要分布在低滲弱水層、厚層段頂部及底水錐間帶。

3.3優化調整注采系統，提高水驅油效率

（1）完善注采井網，提高水驅儲量控制程度

在地質體重新落實基礎上，按照原有注采井網，實施油井轉注12口，老井側鉆5井次，完善局部注采井網，同時實施調補層、堵水上返等措施15井次，完善注采對應關系，新增水驅控制儲量65萬噸，日增注水量320噸，日增油47噸，階段累增油1.65萬噸。

（2）建立細分注水標準，指導注水井段調整

針對儲層非均質性嚴重導致吸水不均問題，根據吸水剖面、產液剖面等測試資料，建立注水井段細分標準，即各注水井組內小層數低于5層，滲透率變異系數小于0.5，突進系數和極差小于2，注水井段厚度小于10m，層間壓力系數差值在±0.2之內。

按照上述標準，實施注水井組重組和細分注水15井次，控制強水層25個，強化弱吸水層10個，新增吸水層22個，增加水驅動用程度20.2萬噸，新增注水受效井8口，日增油13噸，階段累增油0.45萬噸。

（3）優化注水方式，控制含水上升速度

根據剩余油分布規律，優化調整注水方式，一是對構造低部位油井轉注，抑制底水錐進速度，共轉注老井3口，6口油井含水平均下降8～12%;二是采用周期注水和異步注采，控制水竄井組含水上升速度，實施10個注水井組，平均單井組含水下降6～8%;三是開展測井解釋二次評價，建立油層下限標準，重新認識油水層，實施“水中找油”調補層6井次、“干層挖油”4井次，進一步完善注采對應關系，減緩平面水線推進速度，提高注入水波及體積。通過優化注水方式，區塊綜合含水下降8個百分點，日增油58.5噸，累增油1.9萬噸。

4.總體效果

在上述技術對策指導下，J區塊注水開發效果得到改善，日產油量由調整前155噸上升至273.5噸，采油速度提高0.64%，年含水上升率控制在0.8%以內，階段累增油4.0萬噸，提高采收率0.59%，穩油控水效果顯著，低油價下實現降本增效目的。

5.結論

本文針對J區塊注水開發中存在注采系統欠完善、水竄嚴重以及剩余油分布規律認識不清等問題，開展穩油控水技術研究，現場應用效果顯著，日增油量88.5噸，階段累增油3.7萬噸，提高采收率0.55%，可為其它油藏提供借鑒經驗。

參考文獻：

[1]李海方.利用細分注水調整方法有效改善油田開發效果[J].內蒙古石油化工.2010（12）.

[2]馬寶鵬.石油地質工程中高含水期油田注水開發改善措施[J].石化技術，2018（09）.

作者簡介：

孫欣然，女，1989年6月出生吉林省松原市，漢族，助理工程師，2016年畢業于東北石油大學，現于吉林油田乾安采油廠地質所從事油田開發方案研究。