姬塬油田L(fēng)1 長8 油藏周期注水技術(shù)研究及應(yīng)用

雷 艷，張建娜，馬玉婷，李 燕

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200）

姬塬油田L(fēng)1 區(qū)長8 油藏自2007 年開始建產(chǎn)，經(jīng)歷規(guī)模產(chǎn)建、初期遞減、水驅(qū)矛盾暴露、階段治理逐漸穩(wěn)產(chǎn)、水驅(qū)矛盾加劇等開發(fā)階段，歷經(jīng)十年注水開發(fā)，整體開發(fā)形勢穩(wěn)定。但局部水驅(qū)矛盾逐漸突出，水驅(qū)效率下降，穩(wěn)產(chǎn)形勢嚴(yán)峻。油藏西北部、中部、西南部微裂縫較為發(fā)育，油井易見效見水，導(dǎo)致平面矛盾突出，常規(guī)注水調(diào)整效果逐年下降，穩(wěn)定注水方式適應(yīng)性變差，急需提出一種新型有效的注水方式，為下一步油田注水穩(wěn)產(chǎn)提供科學(xué)依據(jù)。

1 周期注水理論研究

1.1 研究歷史及現(xiàn)狀

周期注水是20 世紀(jì)50 年代末、60 年代初在蘇聯(lián)和美國實施的一種注水方法，由于這種方法能夠在一定程度上改善水驅(qū)油效果，因而在一些注水開發(fā)油田中得到了應(yīng)用。

20 世紀(jì)50 年代末，蘇聯(lián)的蘇爾古切夫分析了蘋果谷油田b2 油藏暫時封閉停產(chǎn)后的開采情況，以及卡林諾夫油田新斯切潘諾夫開發(fā)區(qū)主力油層由于技術(shù)和天然氣候原因周期性注水開發(fā)動態(tài)后，第一次提出對油藏進(jìn)行周期注水是有效的看法[1]。美國也于20 世紀(jì)60 年代初在Spraberry 油田Driver 區(qū)實施了周期注水，獲得明顯效果。

20 世紀(jì)80 年代后期，我國注水開發(fā)的主力砂巖油田相繼進(jìn)入高含水期開采階段，大慶、吉林、勝利等油田都進(jìn)行了周期注水開發(fā)試驗，大部分試驗區(qū)塊取得了一定的開發(fā)效果。

國內(nèi)外礦場實踐表明，周期注水是改善油田開發(fā)效果的有效手段之一，具有投資小、見效快、簡單易行的優(yōu)點，可以在一定程度上減緩含水上升率，提高最終水驅(qū)采收率[2]。

1.2 驅(qū)油機(jī)理

周期注水在一個完整的周期內(nèi)，通過壓力場的調(diào)整，產(chǎn)生的附加竄流能起到調(diào)節(jié)油層間矛盾的作用，使更多的水從高滲層進(jìn)入低滲層，更多的油從低滲層進(jìn)入高滲層，使常規(guī)水驅(qū)滯留的原油得到動用。周期注水將會削弱毛管力竄流，是油田開發(fā)的有利因素（見圖1）。

圖1 周期注水驅(qū)油機(jī)理示意圖

從產(chǎn)油量、含水率、采收率三方面，對比常規(guī)注水，周期注水能夠減緩遞減、降低含水上升速度，提高最終采收率。注水初期：周期注水產(chǎn)油量、采出程度、含水率變化趨勢與常規(guī)注水基本相同。

注水突破后：周期注水產(chǎn)油量降低速度、含水率明顯低于常規(guī)注水，為周期注水主要見效期，采出程度逐漸高于常規(guī)注水。

注水晚期：周期注水產(chǎn)油量、含水率逐漸接近常規(guī)注水[5]。

1.3 適應(yīng)性分析

1.3.1 適用條件及最佳實施時機(jī) 通過數(shù)值模擬及礦場統(tǒng)計，優(yōu)化出不同類型油藏周期注水的適用條件，并給出不同非均質(zhì)性油藏實施周期注水的最佳時機(jī)。

1.3.1.1 適用條件 孔隙-裂縫型滲流油藏：非均質(zhì)程度：鄰層級差＞5；韻律性：正韻律＞復(fù)合韻律＞反韻律；隔夾層：垂向連通系數(shù)＜0.5；地層能量：壓力保持水平＞80 %。

裂縫型滲流油藏：韻律性：反韻律＞復(fù)合韻律＞正韻律；隔夾層：對不穩(wěn)定注水效果無影響；地層能量：壓力保持水平＞70 %。

1.3.1.2 最佳實施時機(jī) 通過數(shù)值模擬得出，級差在10 左右，最佳周期注水時機(jī)為含水率在40.0 %左右；級差在8 左右，最佳周期注水時機(jī)為含水率在60 %左右；級差在6 左右，最佳周期注水時機(jī)為含水率在80 %左右[5]。

1.3.2 儲層剩余油富集，具備實施周期注水的潛力 平面上，水驅(qū)呈多方向性，整體采出程度較低。孔隙滲流區(qū)，油井間剩余油富集程度較高，裂縫竄流區(qū)，采油井與注水井連通，裂縫側(cè)向驅(qū)替范圍有限，剩余油主要分布于裂縫側(cè)向。

剖面上，受儲層非均質(zhì)性影響，高滲段儲層吸水好，吸水剖面以尖峰狀和指狀為主，剩余油呈“互層式”分布，主要分布在儲層物性相對較差和注入水未波及的區(qū)域。

2 周期注水在L1 長8 油藏的應(yīng)用

2.1 區(qū)域概況

2.1.1 地質(zhì)特征 L1 長8 油藏位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中西部，為三角洲前緣沉積體系控制下的低滲透巖性油藏，構(gòu)造為西傾單斜背景之上由差異壓實作用形成的一系列幅度較小的鼻狀隆起。油層組厚80 m左右，自下而上可細(xì)分為長822、長821、長812、長811四個油層段，其中長811、長822油層段三角洲前緣砂體最發(fā)育，為主要含油層系。砂體展布受沉積微相控制作用明顯，順河道方向砂體呈條帶狀展布，砂體連通性較好，砂體厚度較大，分布范圍較廣，向河道兩側(cè)砂體減薄，砂體整體呈北西南東向展布。

表1 L1 長8 主力層儲層物性對比

2.1.2 儲層物性及非均質(zhì)性 L1 區(qū)主力層長811、長822有效厚度平均10.3 m、11.2 m，巖心分析空氣滲透率分別為0.61×10-3μm2、1.15×10-3μm2，有效孔隙度分別為9.35 %、10.48 %，原始含水飽和度分別為44.0 %、55.1 %（見表1）。

通過對各小層測井解釋滲透率非均質(zhì)參數(shù)統(tǒng)計，姬塬長811小層滲透率變異系數(shù)相對均質(zhì)型占30 %，非均質(zhì)型占21 %，嚴(yán)重非均質(zhì)型占49 %；長812小層滲透率變異系數(shù)相對均質(zhì)型占32%，非均質(zhì)型占21%，嚴(yán)重非均質(zhì)型占47 %；長821小層滲透率變異系數(shù)相對均質(zhì)型占31 %，非均質(zhì)型占19 %，嚴(yán)重非均質(zhì)型占50 %；長822小層滲透率變異系數(shù)相對均質(zhì)型占28 %，非均質(zhì)型占26 %，嚴(yán)重非均質(zhì)型占46 %。根據(jù)統(tǒng)計結(jié)果顯示，長8 油藏各小層層內(nèi)滲透率均為嚴(yán)重非均質(zhì)型，開發(fā)難度較大。

2.1.3 裂縫發(fā)育情況 根據(jù)巖心觀察、裂縫成像測井結(jié)果、示蹤劑、水驅(qū)前緣等特殊測試及動態(tài)驗證，L1 區(qū)天然裂縫及人工裂縫相互交織，組成了區(qū)域的地層裂縫系統(tǒng)。分區(qū)域來看，裂縫主要集中發(fā)育于西北部、中部及西南部長822區(qū)（見圖2）。

西北部：超低滲Ⅱ類儲層，見水后液量變化不明顯，示蹤劑測試、注水調(diào)整驗證，見水方向呈多方向性。裂縫見水井28 口，占比80.0 %，多方向20 口，單一方向8 口。

中部：超低滲Ⅱ類儲層，成像測井顯示發(fā)育兩組近直角天然裂縫，初期見水方向單一，后期增加，目前呈多方向性。裂縫見水井38 口，占比84.4 %，多方向29口，單一方向9 口。

圖2 巖心觀察圖

西南部：超低滲Ⅰ類儲層，初期見效均勻，生產(chǎn)3～5 年后見效見水，形成南北向條帶狀水線。裂縫見水井28 口，占比90.3 %，多方向12 口，單一方向16 口。

2.1.4 水驅(qū)矛盾

平面上：局部微裂縫發(fā)育，累計出現(xiàn)見水井178口，占開井?dāng)?shù)15.6 %，累計損失產(chǎn)能297 t，裂縫主側(cè)向壓差大，平面矛盾突出。

剖面上：層間層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)，吸水不均井比例逐年增大，目前占比達(dá)35.7 %，注水效率下降，剖面矛盾突出。

2.1.5 常規(guī)治理效果變差 常規(guī)注水調(diào)整有效率下降。隨著累計注采比的逐年增大，油井見水方向增加，水驅(qū)矛盾逐漸加劇。注水調(diào)整井次逐年上升，但油井見效率及增油效果逐年變差。

部分井調(diào)剖調(diào)驅(qū)效果有限。近兩年來，PEG 堵水和聚合物微球調(diào)驅(qū)已成為改善水驅(qū)的主要治理手段，規(guī)模實施具有一定效果，但部分單元有效率低或有效期短，適應(yīng)性較差。

2.2 油藏數(shù)值模擬

針對主向井裂縫見水、側(cè)向井能量不足，平面矛盾突出，與常規(guī)注水調(diào)整方式對比的基礎(chǔ)上，設(shè)計六種注水方式，開展數(shù)值模擬研究（見圖3）。

通過數(shù)值模擬，反階梯注水油井井底壓力提升幅度最大，其次是恒速注水，正階梯注水油井壓力提升幅度最小，反階梯注水井井底壓力提升幅度最小，抑制低滲透裂縫過多開啟，從而較好的控制含水上升速度，而正階梯注水更容易將注水井井底過多裂縫開啟，從而易導(dǎo)致油井水淹[3]。

圖3 六種注水方式數(shù)值模擬成果圖

表2 試驗區(qū)注水階梯優(yōu)化表

通過六種注水方式在壓力抬升、水驅(qū)波及范圍等方面的對比，得出反階梯溫和注水方式下油井井底壓力提升幅度最大，注水井井底壓力提升幅度最小。

2.3 參數(shù)優(yōu)化

（1）注水量波動幅度優(yōu)化：周期注水采油的關(guān)鍵是既要造成地層壓力的明顯波動，又要保持油藏有足夠的驅(qū)油能量。只要注水壓力不超過微裂縫開啟壓力，注水波動幅度越大，周期注水效果越好。

注水波動幅度=（增注時注水量-減（停）注時注水量）/（2×穩(wěn)定注水時注水量）

（2）相對注水頻率優(yōu)化：隨著相對注水頻率的減小，周期注水效果越好，且相對注水頻率相同時，弱應(yīng)力敏感油藏停注時間越長，注水效果越好。

相對注水頻率=開注時間/停注時間

壓力傳導(dǎo)速度快（裂縫型油藏），應(yīng)以高頻、短停注時間方式（相對注水頻率為1，停注時間15 d）周期注水；壓力傳導(dǎo)速度慢油藏，應(yīng)以低頻、長停注時間方式（相對注水頻率為0.5、停注時間30 d）周期注水[4]。

2.4 西北部先導(dǎo)試驗效果分析評價（反階梯注水）

2.4.1 區(qū)域水驅(qū)矛盾 西北部儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，微裂縫較發(fā)育，見水初期即表現(xiàn)出多方向性，但見水后液量變化不明顯，常規(guī)注水調(diào)整效果差，開發(fā)矛盾突出。

2.4.2 實施效果及評價

2.4.2.1 見效情況 2015 年實施7 個井組，對應(yīng)油井28 口，見效比例39.3 %，綜合含水由57.6 %下降到48.3 %，降含水效果明顯。但2017 年底二次含水上升，效果變差，及時優(yōu)化階梯后，3 個月后再次見效（見表2）。

2.4.2.2 剖面變化情況 試驗區(qū)吸水剖面測試成果4口，單井吸水厚度由8.17 m 上升到9.04 m，水驅(qū)動用程度由58.5 %上升到71.7 %，且3 口井注入形態(tài)逐漸變好。

2.4.2.3 地層能量恢復(fù)情況 與實施前相比，區(qū)域地層壓力由14.37 MPa 上升到14.99 MPa，壓力保持水平由76.7 %上升到80.0 %，地層能量逐步恢復(fù)，且主側(cè)向壓差減小，階段效果較好（見圖4）。

圖4 試驗區(qū)主側(cè)向壓差變化圖

2.4.2.4 試驗區(qū)效果評價 試驗區(qū)綜合含水下降，動用程度提高，遞減減小，地層能量恢復(fù)，主側(cè)向壓力差減小，整體適應(yīng)性較好（見圖5）。

圖5 試驗區(qū)含水與采出程度曲線

2.4.3 擴(kuò)大試驗 2016-2019 年，借鑒西北部試驗的成功經(jīng)驗，向油藏東南部及西南部擴(kuò)大試驗，截止目前共計4 個區(qū)域?qū)嵤?53 個井組，整體效果良好。

2.5 水平井區(qū)試驗（間注）

2.5.1 開發(fā)矛盾 針對水平井隨著開發(fā)時間的延長，含水持續(xù)上升，累計見水井持續(xù)增多（9 口），見水比例56.3 %，且見水方向不斷增多，開發(fā)效果持續(xù)變差，控水難度大。

圖6 西北部水平井間注示意圖

2.5.2 調(diào)整對策及效果 對策：隔排異步間注。2019年4 月優(yōu)先在西北部實施間注12 個井組，初期間注周期為15 d。

實施效果：綜合含水由85.9 %下降到56.3 %，自然遞減明顯下降，目前為負(fù)遞減，控水穩(wěn)油效果顯著（見圖6）。

典型井LP7 井：對應(yīng)5 口注水井于2019 年5 月實施間注，含水下降明顯，但目前日產(chǎn)液呈下降趨勢，從示功圖可看出，充滿程度變差。下步計劃試驗兩種方案（改變周期、改變注水量），對比效果。

3 結(jié)論

（1）反階梯注水可改善注水井剖面注入形態(tài)，增加縱向動用程度，擴(kuò)大注入水波及范圍。

（2）反階梯注水可有效提高地層能量，同時減小裂縫區(qū)主側(cè)向壓差，對改善平面水驅(qū)起到積極的作用。

（3）反階梯注水效果隨著周期數(shù)的增加而減弱（存在有效期），需及時優(yōu)化參數(shù)。

（4）反階梯注水在微裂縫發(fā)育、主側(cè)向矛盾初顯期效果好，能夠有效減緩平面矛盾。

（5）間注可有效控制水平井含水上升速度，適應(yīng)性較好，但間注參數(shù)需進(jìn)一步試驗調(diào)整。