低滲透油田密井網條件下注水調整與控制研究

關云東，于學文

（中石油吉林油田分公司扶余采油廠，吉林 松原138000）

扶余油田自2003年井網調整改造以來，形成了線性密井網，密井網的出現給穩油控水增加了難度。以注水政策為依據，以分析評價為基礎，結合配套的注水技術對策，增強注水方案調整的及時性、敏感性、預見性尤為重要。同時采取配套注水技術對策措施，強化以水井為中心的平面注采關系的研究認識與改善對策，以能量保持滿足油層潛力最大發揮為衡量標準，確保注水效果的發揮。

1 扶余油田油藏特征

扶余油田位于松遼盆地南部中央凹陷區東緣，華字井階地扶余三號構造上，是一個被斷層復雜化的多高點穹隆背斜，屬于在穹隆背景控制下受一定巖性因素影響的中低滲透構造、層狀油藏。開采目的層為扶余油層和楊大城子油層，油層埋藏深度320～500 m，油層有效厚度為10.3 m，平均孔隙度25%，空氣滲透率180×10－3μm2，原油粘度為32～40 mPa·s，原油密度0.865～0.89t／m3，地面粘度為32 mPa·s，原始地層壓力4.4 MPa。物源來自西南方向的通榆～保康沉積體系。從區域沉積背景看，楊大城子組為典型的曲流河油藏，扶余油層段沉積主要處于大型淺水三角洲沉積體系，在總體水進背景下，儲層為分支河道沉積，砂體連續性較好［1］，呈連片狀分布，縱向砂體疊置明顯，油層以正韻律沉積為主，約占90%。

扶余油田開發50多年，經歷了溶解氣驅上產階段，注水初期降產階段，一、二次調整階段及綜合調整上產階段。井網經歷了150、200 m正三角型線性注采井網、兩夾二、兩夾三、兩夾四、兩夾五行列井網及目前的油水井排距88 m、井距100～150 m的密井網開發階段 （見圖1）。

圖1 扶余油田產油量、綜合含水變化曲線圖

2 密井網條件下注采反應特點

圖2 西＋2－10.4井注采反應曲線圖

1）注采反應的敏感性 扶余油田西區目前注采井網為線形井網，油水井排距88 m。因為儲層滲透率較高，非均質性強，油層連通性好，井距近，注采反應敏感，所以見效快。統計5－8區塊內88口油井，有83口井存在著較明顯的注采反應。如注水井X＋1－10.2與油井X＋2－10.4，注水10d左右產液量開始上升，停注15d左右產液量開始下降，體現注水期間產液量上升，停注期間產液量下降，注采反應敏感 （見圖2）。

2）無效水循環加重 通常無效水是指由注水井注入，從采油井采出，在地層中進行短路循環，既不能增加地下存水率，也沒有起到驅油作用的水。扶余油田儲層的沉積環境為水下三角洲前緣亞相和分流平原亞相，規模較大，微相主體為分流河道沉積，水下分流河道廣泛發育，主力小層砂體連續性好，非主力小層砂體連續性較差，儲層存在東西向裂縫，注入水順著物源和裂縫方向突進，加之儲層發育多為正韻律，底部水洗嚴重，這些都給無效水循環創造了條件。

當采出程度達到10%以上，耗水量以45°斜率快速增長，油層進入明顯出水階段，單層突進、指進現象明顯增多，導致大量無效水循環，系統負擔沉重，經濟效益低。從調整前后 （見圖3）對比，由于密井網的出現，無效水循環加重，水油比比值增大。

3）地層存水率低 由于無效水循環嚴重，地下存水率低，導致地層壓力得不到恢復。

4）厚油層高滲條帶產出，挖潛空間較大 從產出情況看 （見圖4），隨著厚度的增加，產液強度越來越低，高滲條帶產出明顯，注入水驅油效率低下。

圖3 水油比與采出程度關系曲線圖

圖4 厚度與產液強度關系曲線圖

3 密井網條件下注水方案的調整與控制及配套注水技術對策

1）及時調整注水方案，掌控區塊開發形勢 在宏觀注水政策指導下，利用油藏研究成果，科學制定注水方案［1］。在制定單井注水方案上要做到 “5個清楚”，實現 “5個加強”，即油藏構造清楚、儲層發育特征清楚、能量保持狀況清楚、剩余油分布規律清楚、潛力發揮程度清楚；適當加強低含水層、差油層、低壓層、調剖后層段及注采關系不敏感層段的注水。實現層間注水結構得到進一步優化，無效水循環得到控制，注采井組穩升率保持較高水平。如東38－8井組產液量、產油量持續下降，通過分析，在5月和8月分別對井組內2口水井進行方案調整，當月落實了方案，井組產液量逐步上升并穩定，產油量穩中有升，開發效果轉好 （見表1）。

2）應用周期注水技術穩油控水效果好 周期注水主要是通過實施不穩定注水，形成不穩定壓力場，使流體重新分布，發生層間滲流，增大波及體積、提高驅油效率，從而改善開發效果。

扶余油田垂向裂縫發育，正韻律底部發育高滲透條帶，儲層非均質性強，具備較好的周期注水技術應用條件。2008～2010年共計開展周期注水723井次，主要有排間輪注、層間輪注、全面間注3種方式，周期為注1月停1月，注水強度為1～2.0。實施周期注水后區塊總體反映含水下降，遞減減緩或不遞減，通過實施周期注水能夠改善區塊開發效果 （見表2）。

3）細分注水層段，提高注水針對性 剖面上吸入和產出差異較大。統計近2年59口井吸水剖面資料，不吸水層數占21.7%，不吸水層數的厚度占總厚度16.9%；統計2009～2010年193口產液剖面資料，不產液層占統計層數的22.3%，厚度占19.8%。為了挖掘這部分層的潛力，有效動用資源，采用動、靜結合，重新認識注水層段，優化潛力，有針對性的開展了注水井層段細分，從實施完的8口井情況看，效果較好 （見表3）。

表1 東38－8井組數據表

表2 2008～2010年開展周期注水情況

表3 注水井注水層段細分前后變化

4）采取水井高強度調剖堵水配套措施綜合治理 調剖堵水技術是扶余油田改善水驅開發效果、減少無效水循環的有效手段。2005年以來扶余油田開展了大劑量深度調剖，有效的改善了區塊開發效果。

根據儲層及密井網特點，調剖要解決2方面問題：一是針對儲層裂縫發育的狀況，調剖既要封堵水竄通道又要保持裂縫滲流能力；二是針對雙重滲流介質中砂巖基質滲流能力差的狀況，提高基質中原油滲流能力［2］。結合油藏精細研究成果，對比分析扶余油層吸水能力，確定了以下3種調剖實施方式，一是對水井的主力油層實施調剖，其他油層不調剖，二是全井段分層調剖，三是油井反向調剖。堵劑采用高強凝膠、彈性小顆粒類復合體系進行深部調剖，達到注得進、堵得住、存得久、用得起的目的。

2008年對西二北區塊44口注水井進行調剖，周圍16口井油井進行堵水。調剖后2個月水井注入壓力上升井30口，占調剖水井數68.2%，注入壓力下降井14口，占調剖水井數31.8%。通過調剖、堵水綜合治理后，區塊采收率提高2.3%，在自然不遞減情況下累增油9386t，平均單井增油212t；累減水22852t，平均單井減水519 m3，單井含水下降3%～5%，地下存水率上升；調剖后區塊注采關系得到改善，同時啟動了新層，從前后可對比的示蹤劑資料結果看，統計調剖前見劑的20個方向，調剖后有11個方向未監測到示蹤劑，有7個方向見劑時間延遲，2個方向見劑提前，新增1個見劑方向。

5）采取油井堵水配套綜合治理 統計全廠日產液大于10t的井占25%，日產液量占全廠53%；從分層產出情況看，有1／3層高產液、高產油、高含水，平均單層日產液9.0t，日產油0.33t，綜合含水96.3%。從這部分層進一步分析看，1／4的層高產液、高含水、低產油，平均單層日產油0.06t，可以考慮永久封層，有3／4層具有一定的產油能力，采用機械堵水封掉了液量，損失了部分油量，封住了產液通道，這部分產層需進一步研究化學堵水技術，實現 “堵而不死”目的［2］。

統計近2年145口油井堵水情況 （見表4）看，液量下降，含水下降，油量穩中有升。

表4 堵水前后變化

6）采取化學降粘措施改善類稠油區塊流體流動性 “類稠油”是指扶余油田由于長期放空生產，原油輕質成分流失大，流體流動性變差，開采具有稠油特征，但稠而不粘，原油密度較低，因此定義為 “類稠油”。主要位于扶余油田東區及邊部，平均粘度43～117 mPa·s。“類稠油”區塊開發效果差主要表現一是含水上升快、穩產時間短、產量遞減快；二是區塊注水開發指進現象嚴重，開發特點為低采出程度下進入高含水開發階段，注采見效不明顯，見效就見水。

2009年在扶余油田東區邊部進行了7口井的化學降粘試驗，采取先調剖后降粘，通過計量泵將降粘藥劑按照配比與注入水經過混合器后注入水井，周圍油井取得了較好效果。注入后30d左右見效，2個月后日增油能力達到8.3t，含水下降6.3%，一年內平均每個注采井組增油396t。

4 結 論

1）水驅開發老油田進入高含水開采階段以后，隨著井網密度的增加，井距的減小，井間相互干擾更為嚴重。

2）密井網條件下注采敏感，注采調控難度大，在做好精細注水調控的前提下，注夠水和注好水是扶余油田在較長時間內提高采收率的一項最有效的辦法，同時采取配套技術對策能夠較好的改善區塊水驅效果。

［1］李道品 .低滲透砂巖油田開發 ［M］.北京：石油工業出版社，1997：154－170.

［2］劉一江，王香增 .化學調剖堵水技術 ［M］.北京：石油工業出版社，2002：230－245.