坨21沙二9單元注采調整方式探討

孫濤等

摘要： 坨21沙二9單元為三角洲前緣亞相及前三角洲亞相沉積，泥質含量高達17%，滲透率為0.11-0.35um2，屬于中低滲透性油藏。開發初期，受層系劃分不合理、平面非均質性強的影響，單元存在著地層能量差、單井產能低和采出程度低的問題。為改善這一現狀，對該單元單獨建立一套井網單層開發。在水驅過程中因受沉積方式等因素的影響，采用常規注采調整技術無法達到預期效果，因此應該突破傳統方式的束縛，探索和創新多種有針對性的注采調整的方式方法，取得了比較好的開發效果。

主題詞：低滲；組合模式；變流線

1 油藏開發簡況

坨21斷塊沙二9砂組位于勝坨油田三區西部，為一地塹式長條狀斷塊油藏，其東、南、北分別以9、7、5號斷層為界與坨11斷塊、勝二區、坨28斷塊相鄰，西部與邊水相接。油層埋藏深度2050m-2260m，含油面積0.74km2， 石油地質儲量99.5×104t。平均滲透率0.89μm2，原始含油飽和度0.69，油藏水型以CaCl2型為主，地面原油粘度1400mPa.s，地面原油密度0.9389g/cm3，原始地層溫度81℃，原始地層水礦化度23432ppm，原始地層壓力21.5Mpa，飽和壓力10.6-11.4 MPa，屬于反韻律、低飽和油藏。沙二9砂組1966年投入開發，到目前主要經歷了4個開發階段。2013年對單元儲層進行二次解釋， 91層邊水線外推760米， 新增地質儲量32.5萬噸。 2013年對單元單獨建一套井網開發，共部署油井4口，水井4口。

2 儲層及開發的重新認識

2.1構造特征。井網調整后，坨21斷塊9砂層組總體構造解釋為：東高西低，中部抬起，向西開口的穹窿背斜構造。內部斷層少，頂部一條斷層走向北偏東，北部與斷塊邊界斷層匯合，密封性較好。9砂組層砂體分布穩定，儲層從東向西逐漸變薄，有效厚度4.1米；內外邊水線距離為 760米，構造高差達到193米。

2.2 沉積特征。經過精細地層對比研究，將沙二91層細分為4個韻律層，其中912、913為主力韻律層。911與912 韻律層間的夾層分布穩定，夾層從東往西逐漸變厚，平均能達到2.5m左右； 912與913韻律層間的夾層在油層主體部位不明顯，主要發育泥質夾層、物性夾層。儲層主要為三角洲前緣亞相及前三角洲亞相沉積，主要發育微相類型有河口壩主體、河口壩側緣以及前三角洲泥等。2.3 儲層特征。巖性以細砂巖、粉細砂巖和中細砂巖巖性組合為主，膠結物主要為碳酸鹽，多為方解石。填隙物成分為粘土礦物和碳酸鹽礦物，其中泥質儲量17%，粘土含量12%。對取心井進行敏感性實驗，結果表明儲層為較強水敏，中等偏強鹽敏和酸敏，弱堿敏，無速敏。單元以中、低滲透為主，平均滲透率89×10-3um2，平面上向邊部有降低的趨勢。滲透率變異系數3-5，平面非均質性強。

2.4儲量動用狀況。單元原儲量67×104t，2012年對儲層進行測井二次解釋，根據3-11N148井試采情況、310CP12井排液數據，并根據相似油藏有關數據計算方法，確定新增儲量計算有關參數，應用容積法計算儲量，將邊水線向外擴700米，91層新增地質儲量32.5×104t，目前地質儲量99.5×104t。利用甲型水驅特征曲線標定坨21沙二8-11單元目前井網的技術采收率為38.61%，而91層采出程度僅為8.2%，仍有剩余可采地質儲量30×104t。

2.5儲層建模研究。對沙二91層進行建模，精細刻畫油藏特征。從孔隙度與滲透率等值圖來看，其成果與沉積特征趨勢比較一致，反映了儲層自東向西物性逐漸變差的特點。

2.6 剩余油研究。通過數模進行剩余油分布研究。首先進行儲量擬合，網格規模為137×40×8，網格數43840個，單元地質儲量99.5×104t，模型儲量95.7×104t。根據油井定油生產原則，得到含水擬合曲線，累產液量擬合曲線，擬合程度高。統計井史相對簡單，生產時間相對較長井的擬合情況，擬合較好的井占全部油井的93%。從剩余油飽和度圖來看，91層動用程度低，剩余油普遍富集，平均剩余油飽和度51%。

3有效注采調整方式的實施及效果

3.1 合理注采比的再調整

單元新投油井在實際生產中產液量 17.6方，與設計產液量75方差距達 57.4方。按原單元310方配注量實際注采比高達8.4，目前注采比與方案設計出現較大偏差，導致油井快速水淹。因此，應對注采比再一次調整。調整要按以下2個原則實施：（1）確保泵站注入壓力和全部水井吸水。低油壓水井不超注，高油壓水井不欠注。為此，多次協調注水隊、泵站、采油隊不斷調試，確保泵壓不低于30MPa。 （2）單元實際注采比由8.4下降為3.8 ，最終確定單元總配注140方。對注采比進行分井區合理調整，確保最大程度見效。 在調整原則基礎上，又對注采比進行分井區調整：邊部井區控制注采比，注采比由9.0到3.5，控制水淹速度；中部井區降低注采比，溫和注入，注采比由17.0到2.7，防止水竄；頂部井區提高注采比，注采比由2.5到3.7，加快見效。

3.2 實施動態化注采調整。根據不同井區儲層特點和開發矛盾存在問題，調研相關文獻，總結該類油藏的調整對策，分析其原理特點及適用性；針對不同部位不同問題對其實施多種技術手段相結合的注采調整對策。

3.2.1 邊部井區：降低配注控水線。對ST3-11X167降配注并實施不穩定注水。對應油井ST3-11N148含水由78.12%下降至76.59%。

3.2.2 中部井區：組合應用變流線。主要指多種注采手段結合應該，達到改變流線的目的。（1）注采耦合。注采耦合技術，即油水井不見面，其原理是通過開關井避免注采井間流線直接溝通，油藏壓力波動能改變油藏內流場分布并擴大其水驅波及范圍，最終提高復雜斷塊油藏的剩余油動用程度。

針對前期中部ST3-9C155第一次出現水竄的問題，應用了注采耦合技術，讓ST3-9C155和ST3-11XN162采取了注采耦合，實施后ST3-9C155含水下降，產能得到恢復。（2）不穩定注水.其機理是通過周期性地改變注水量，在油層內產生連續不穩定壓力分布，使非均質小層或層帶間產生附加壓差，促進毛細管滲吸作用，強化注入水波及低滲透層帶并驅出其中滯留油，以提高采收率，改善開發效果。 針對ST3-9C155的再次水竄問題，采用了降配注，配合不穩定注水的方法。實施后ST3-9C155的再次水竄問題得到了控制。（3）變流線調整。 新井ST3-10X199投產較晚且油井生產含水很低油井能量差，由于ST3-9C155一直處于主流線，ST3-10X199能量得不到補充，通過功圖可以看出不穩定注水沒有給ST3-10X199補充能量，因此需要通過改變流線方向，實現能量恢復。 方法是動關油井，使得地層存水率提高，主流線上地層壓力逐漸升高，油水井井底間壓差逐漸縮小，迫使注水流線向非主流線轉移，從而實現了非主流線方向剩余油的有效驅替。 實施效果：動關ST3-9C155后液面恢復較快，恢復至井口時套壓仍在上升，說明雖然主流線已關井但是水線扔大部分沿主流線流動，非主流線上ST3-10X199受效不明顯；STT21P2關井后，靜液面恢復較好，非主流線油井ST3-11N148液量上升，功圖改善。（4）非主流線水井提高配注，主流線油井開井。開動關油井，提高非主流線水井配注，從曲線上看非主流線油井液量上升1t，油量和動關時基本保持穩定，功圖也有所改善。

提高配注后，非主流線油井ST3-10X199液量有上升趨勢，從功圖上也能反映出來。

3.3 頂部井區：提高配注促見效

提水結合油井調參，STT73日產液量由5噸增至14噸，日增油2.9噸。

4 結束語

9層系在實施一系列的注采調整以后，油井日產液量由25噸增加到42噸，日產油量由11.6噸增加到21.4噸，綜合含水由53.6%下降到49.04%，動液面由1034.5米恢復到1017米；注水量由212方降到151方，層系注采比由7.76下降到3.26，單元開發趨勢逐漸變好。