大路溝二區精細注采調整技術研究及應用效果

楊啟桂，趙天福，李成美，楊國強

（中國石油長慶油田分公司第四采油廠，寧夏銀川750006）

大路溝二區精細注采調整技術研究及應用效果

楊啟桂，趙天福，李成美，楊國強

（中國石油長慶油田分公司第四采油廠，寧夏銀川750006）

靖安油田大路溝二區長6油層屬于儲層豐度低，巖性致密，儲層物性差，層內非均質性強的特低滲透巖性油藏，該區原始地層壓力低，飽和壓力較高，地飽壓差小，加之邊底水不發育，自然能量貧乏。針對開發過程中自然遞減大，注水見效困難、裂縫發育、水驅動用程度低等問題，提出了分注水單元開發、注水量調整、周期注水等精細注采調整技術，通過應用制定的技術政策，油田注水逐步見效，自然遞減減緩，取得了較好的開發效果。

注采調整；周期注水；化學調剖

目前大路溝二區主力區共有采油井617口，目前開井578口，日產油水平573.1 t，單井產能0.99 t/d，綜合含水52.5%，處于中含水開發階段。地質儲量采油速度0.49%，地質儲量采出程度5.41%，注水井253口，目前開井211口，日注水平3 908 m3，單井日注18.5 m3。通過近幾年的溫和注水，地層壓力逐年下降，目前全區地層壓力為11.62 MPa，壓力保持水平為101%，其中24口可對比井壓力11.01→11.08 MPa，整體保持穩定，但平面壓力分布不均。

1　開發中存在問題

1.1地層壓力分布不均，局部高壓區發育

大路溝二區堅持溫和注水的技術，2009年以來地層壓力略有下降，但地層壓力分布不均，局部高壓區發育，造成微裂縫開啟，油井含水上升快；且低壓區油井見效程度低，剩余油未有效動用。

1.2裂縫高滲帶發育，損失產能大

大路溝二區非均質性較強，裂縫高滲帶發育，歷年見水及水淹油井72口，損失產能100 t。

1.3油藏儲層物性差，平面非均質性強，單井產量低

大路溝二區油層物性差，屬于典型的低滲透油藏，具有孔隙度、滲透率低的特點，并且平面上物性差異大，物性較差的區域產能相應的也低。

由于投產初期高含水井和后期水淹井較多，造成油井單井產量低。其中產量小于1 t的井共333口，占開井數的57.6%，平均單井產能僅0.45 t，這些井的存在極大影響了油田開發效果。

圖1　

1.4部分注水井吸水狀況差，水驅儲量動用程度低

大路溝二區目前注水井開井211口，水驅動用程度74.6%，吸水均勻188口，占89.1%，受儲層非均質性影響，吸水不均井23口（上部不吸水14口，下部不吸水9口），占10.9%。吸水均勻井表現為五種特征：箱狀吸水140口、下部吸水多29口、上部吸水多15口、上部和下部吸水都差5口、中間吸水差2口。

2　精細注采調整技術的研究及應用

針對開發中存在的各種問題，通過強化地層認識，加大分析力度，根據不同區域儲層物性及動態變化，不斷進行注水量及注水方式的調整，尋找最優化的開發技術對策。

2.1深入探索分區域開發技術政策，均衡平面能量分布

根據儲層物性、開發特征等的不同，將大路溝二區劃分為七個注采單元，并對每個注水單元探索制定合理的技術方案，結合每個注水單元動態變化特征，進行有針對性的調整（見表1）。

表1　

精細單井注水量調整：2014年依據壓力分布情況，采取“整體溫和，局部調整”的注水調整思路，精細注水量調整，均衡平面壓力分布。針對壓力保持水平高，注采比偏大，井組含水上升及調配遇阻，存在含水上升隱患分注井組實施控制注水，共計下調配注51井次，共下調水量149 m3。調整井組注采比由注采比：4.97下降到4.30（見表2）。

表2　大路溝二區注水調整實施情況統計表（控制）

實施效果一：與調整前相比，控制注水對應38口主向油井日產液、日產油、含水穩定，對應113口側向油井液量有所下降，含水上升趨勢得到有效控制；16口遇阻分注井控制注水后對應油井整體生產穩定，主向油井液量略有下降，含水上升速度減緩（見表3）。

表3　大路溝二區2014年1-10月份注水調整效果統計表

實施效果二：與2013年10月份相比，控制注水區自然遞減由7.9%下降到7.7%，含水上升率由2.9%下降到0.8%，與注水調整前相比，對應井組生產情況基本穩定。

2014年加強注水5井次，共計上調注水10 m3，注采比由2.81上升到3.12，與調整前相比，對應10口主向油井日產液略有上升、含水穩定，20口側向油井液量下降趨勢得到控制，含水穩定，調整效果較好（見表4）。

表4　大路溝二區2014年注水調整效果統計表（加強）

2.2實施區域周期注水，控制井組含水上升

周期注水機理：周期性地改變注水量，在地層中造成不穩定的壓力場，使流體在地層中不斷地重新分布，從而使注入水在層間壓力差的作用下發生層間滲流，促進毛管滲吸作用，增大注水波及體積，改善剖面吸水狀況，提高采收率。2014年共實施24個井組（中部6個井組，東北部18個井組）。

實施效果：周期注水區域地層壓力保持水平逐步下降，由2009年的108.3%下降到104.1%，高壓區地層壓力得到控制；兩項遞減及含水上升率逐年下降，自然遞減由13.9%下降到4.0%，含水上升率由9.3%下降到0.9%，開發效果變好。

2.3實施區域周期注水，控制井組含水上升

針對裂縫或高滲帶水淹，井組油井含水上升，水驅變差，產量下降井組開展區域化學調剖，控制含水上升，恢復水淹井產能。2014年實施6口；注水壓力由9.3 MPa上升到9.6 MPa，水驅指數由1.6 m3/t下降到1.5 m3/t，存水率由0.51上升到0.72。

實施效果：對應油井39口，見效井20口，見效后單井日產油由1.5 t上升到1.8 t，綜合含水由57.0%下降到44.3%，累積增油495.2 t，累積降水1 408 m3，措施效果較好。恢復水淹井油井8口，調剖前后單井產能由0.2 t上升到0.6 t，目前單井日增油0.4 t，日增油3.4 t，累計增油223 t（見表5）。

2.4實施分層注水，改善油藏開發效果

目前，大路溝二區共有分注井125口，主要分布在油藏北部、東南部、中部。大路溝二區自2012年全面實施分層注水，全區分注率由2011年的18.7%上升到58.1%。分注層位有：長611/長612（北部）、長612/長62（東南部）、長612（中部層內），水驅動用程度：75.8%。

實施效果：分注區水驅儲量動用程度逐年上升，且高于全區平均水平，從含水與采出程度關系曲線可以看出開發效果較全區要好（見圖2）。

圖2　

表5　大路溝二區2014年化學調剖恢復水淹井生產情況對比表

2011-2014年分注區自然遞減穩定且低于全區平均水平，近三年分注區平均單井產量均高于全區水平，分注效果較好。分注區含水上升率穩定，且均低于全區平均水平，綜合含水上升趨勢較全區緩慢，低于全區水平。

大路溝二區125口分注井對應361口油井中見效134口，見效特征為日產液、日產油上升，含水下降或穩定，見效后日增油0.3 t，截止目前累計增油2.23× 104t。

分注區2014年測壓30口，與2013年相比，地層壓力由11.53 MPa→11.56 MPa，壓力保持水平由100.3%→100.5%，地層壓力保持水平基本穩定，但低于全區平均水平；可對比井18口，壓力由10.59 MPa→10.58 MPa，壓力保持水平由92.1%→92.0%。

3　精細注采調整應用效果

通過以上細分注采單元、精細注水量調整，改變注水方式，實施化學調剖、分層注水，改善剖面等手段，大路溝二區整體開發形勢逐步變好。

3.1地層壓力保持水平趨于合理

近幾年通過實施溫和注水政策，大路溝二區地層壓力保持水平逐步趨于合理，2014年測壓井62口，地層壓力11.60 MPa，地層壓力保持水平101.0%，28口可對比井壓力保持水平由95.0%→95.2%，地層壓力保持穩定。

3.2水驅狀況穩中轉好

通過近幾年的溫和注水、分層注水及持續剖面改善工作，油藏水驅儲量動用程度逐年提高，水驅特征曲線平緩，油藏整體水驅狀況穩中轉好。

3.3兩項遞減穩定，油田開發形勢良好

2009-2014年大路溝二區以溫和注水和周期注水為核心，精細分層注水和區域化學調剖，強化注水井剖面治理，油藏兩項遞減和含水上升率穩定，開發形勢趨穩轉好。

3.4全區含水趨于穩定

2007年-2010年，邊部物性差、高壓區、裂縫線上的油井含水上升；2010年-2014年，油藏含水上升勢頭得到控制，總體穩定。隨著采出程度增加，大路溝二區綜合含水保持穩定，含水上升率與綜合含水關系曲線表明，綜合含水超過50%以后含水上升率逐步下降。

［1］胥中義，喬良，等.劉峁塬長8油藏精細注采調整技術研究及應用效果［C］.第八屆寧夏青年科學家論壇論文集，2012.

［2］喻意，付亮，等.大路溝二區長6油藏合理開發技術方案探討［J］.石油化工應用，2014，33（7）：49－52.

［3］湯仁文，熊志明，等.吳410區長6油藏注采調整技術研究及應用［C］.第十屆寧夏青年科學家論壇論文集，2014.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.06.012

TE348

B

1673-5285（2015）06-0043-04

2015－03-13