東沙二下1-8油藏特高含水期提高水驅效率技術研究

吳蕾

摘要：本文以注水開發區塊東沙二下油藏為例進行注水技術政策研究提高水驅效率，改善油藏開發效果。

關鍵詞：特高含水期;非均質;水驅效率

1 項目概況

濮城油田東區沙二下油藏位于濮城背斜構造東翼，是濮城背斜構造的一部分，南北長15km，東西寬2km，構造面積約12km。油藏含油面積5.7km，石油地質儲量799.0×10t，標定可采儲量294×10t，標定采收率36.8%。

東區沙二下油藏共分為8個砂層組50個流動單元，油藏埋深-2600m～-2890m，巖性屬巖屑質石英長石粗粉砂巖，物性中等偏差，非均質性強烈，平均孔隙度21%，平均滲透率100mD。

油藏于1980年投入開發，目前已進入特高含水開發期，開發中的主要矛盾體現在密井網條件下水線方向趨于固化，低無效水循環嚴重，Ⅰ類層主力砂體內長期采用“強注強采”注采方式，導致沿河道砂形成“水道”，低無效循環，層內動用剩余油不充分，造成平面波及系數很低;ⅡⅢ類層受層間干擾影響大，由于啟動壓力高、井況影響，導致水驅動用程度相對較低。平面及縱向上受效不均衡，水驅效果逐年變差。但受平面及分層注入不均等影響，剩余油潛力仍然較大，為改善油藏水驅開發狀況，精細水驅挖潛，急需尋找一種適合特高含水開發階段提高水驅效率的方法。

2 主要技術內容

2.1?高含水期合理注水技術政策研究

針對平面及縱向注采不均衡問題，按照整體部署、協同驅油的方式，開展平面液流優化、縱向細分注水、低成本不穩定注水等研究，提高水驅動用程度，擴大水驅波動體積，提高驅油效率。

平面上注采井組內受儲層非均質性、歷史水驅波及程度不同，存在強勢、弱勢流線分布，注入水低無效循環。針對這類平面注采不均衡井區，以生產壓差確定油井液量調整范圍，利用數值模擬技術分析產液量級差與采出程度的關系，明確井區產液量級差在1.6倍以內時，水驅采出程度高，小于1.6增加幅度不大。根據級差界限調整井組油井產液量，提高弱勢流線生產壓差，控制強勢流線生產壓差，最終實現均衡水驅的目的。油藏通過轉變液流方向新增水驅動用儲量7.1萬噸。

沙二下油藏共劃分50個流動單元，小層多井段長，層間非均質性強，縱向上水驅動用不均衡。通過抽取30口井吸剖監測資料進行了分析與統計，建立了吸水百分數與注水層數/厚度關系、滲透率級差與采出程度關系曲線圖版（圖2）。明確層段控制在6層/26米時，吸水厚度百分數可達60%以上，注水井單段的注水層數應控制在6層以內。模型研究：含水大于95%以上，分注單一段小層滲透率級差應控制在5倍以內，層間得到有效動用。在此基礎上開展水井多段細分，新增層間動用儲量12.5萬噸

根據油藏歷年周期注水效果統計分析22個井組，得出合理合理脈沖注水周期主要集中在10天左右;合理脈沖周期注水強度幅度差1.5-3.0;在此基礎上依托剩余油認識針對不同井組建立不同注水方式，形成一套不穩定注水方式及預警機制。

2.2?人工強邊水驅技術

人工強邊水驅通過在油藏構造低部位大井距大排量注水形成人工強邊水，驅替特高含水期高度分散的剩余油重新運移聚集到構造高部位，進而提高油藏采收率?？v向上來看，在邊外實施大規模不對稱注水時，提高了油藏供給端和排泄端的壓差，提高了厚層內滲透率相對較低的儲層儲量動用程度，即提高縱向水驅波及系數。東沙二下油藏濮13塊、文35塊高部位斷層遮擋，剩余油富集，低部位邊水活躍，注采連通好，適合開展人工強變水驅，因此部署完成低注高采的井網。

3 現場實施效果

東沙二下油藏通過不斷深化油藏基礎研究，在合理注水技術政策研究基礎上開展液流優化、多段細分和人工強邊水驅，實施以均衡水驅、提高水驅效率為目標的精細注采調整，油藏開發形勢好轉，穩產基礎增強。兩個遞減得到有效控制，到2018年12月，自然遞減-0.75%，綜合遞減-3.42%，同比下降10.75和8.42個百分點。

水驅動用狀況明顯改善，新增水驅控制儲量31.2萬噸，水驅動用儲量18.7萬噸，增加水驅可采儲量6.2×10t，采收率提高0.78個百分點。

4 結論與認識

（1）合理注水技術政策研究是油藏精細注水的基礎，通過控制合理的產液量級差、滲透率級差能有效改善平面及縱向水驅不均衡的問題，提高水驅波及系數和驅油效率，從而進一步提高水驅采收率;

（2）合理優化周期注水技術，可構建高效注采系統;

（3）人工強邊水驅可有效動用油藏中普遍分布的剩余油，提高斷塊油藏平面和縱向波及系數，改善油藏開發效果。

參考文獻：

[1]鄧濤.扶余油田特高含水期注水技術政策研究[J].工藝技術，2018（7）：165-166.