吳起油田某區注水技術政策研究及應用

吉子翔，張 靜，張 維，楊偉華，帥舉奎

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

1 油藏開發概況

吳起油田某區主要含油層系為長612層，屬于三角洲前緣沉積，砂體呈北東方向展布，橫縱向剖面連續性較好，砂體厚度在16 m～22 m，屬于中-強非均質性油藏，平面NE50°裂縫發育，同時東部發育高角度裂縫，水驅矛盾突出。2009 年采用480 m×130 m 菱形反九點井網規模開發；2015-2019 年通過持續開展水驅治理，目前采油速度0.43 %，采出程度8.77 %，油藏整體處于低水平穩定開發階段。

2 注水開發存在的問題[1]

2.1 儲層物性差，有效驅替壓力系統難以建立

油藏滲透率低于1 mD，且滲透率越低，啟動壓力梯度上升幅度越快，滲流阻力越大；油藏中、南部注采壓差較大，單井累計注水量超過9×104m3，注采比11.5，壓力保持僅為60.1 %，有效驅替壓力系統難以建立。

2.2 砂體疊置關系復雜，局部注采連通性較低

通過野外露頭剖面發現單砂體交錯疊置，原認識注采連通性較好的儲層實際層間砂體切疊發育、連通性較差，難以滿足精細注水的要求。

2.3 多方向裂縫發育，水驅效率較低

油藏北部、東部受儲層非均質性影響，注入水易沿高滲帶突進形成注水優勢通道，因水驅不均導致油井見水井比例超過60 %，具有采出程度低、見水多方向的特點。

2.4 局部低產單元注水外溢嚴重，無法形成有效注水

通過示蹤劑、產建井及檢查井溢流情況分析，油藏中南部低產單元注水外溢現象明顯，主要存在兩種方式：平面上沿北東方向高滲帶向井網外竄流，垂向上受高角度裂縫影響，向長62，長63層濾失，整體濾失率超過52 %。

3 影響注水有效率原因分析

3.1 單砂體接觸關系復雜，是導致注水有效性低的客觀原因[2]

按照“垂向分期、橫向分界”的思路，以野外露頭觀察、巖相分析、測井曲線分析為手段，在精細小層對比的基礎上，開展單砂體的識別與劃分，剖析單砂體疊置、接觸關系對水驅的影響。

3.1.1 單砂體展布特征 根據旋回特征，將長612層細分至6 個小層，建立了單砂體寬厚比定量預測模式（見圖1），以此為指導，共識別出16 條單砂體河道交匯，主要呈西南-東北方向條帶狀展布，寬度介于150 m～800 m，厚度介于2 m～8 m，寬/厚比介于40～100（見表1）。

表1 長6 油藏單砂體寬厚分布表

圖1 長6 油藏單砂體河道寬厚分布圖

3.1.2 單砂體接觸模式 垂向疊置：主要有切疊式、疊加式、分離式、孤立式四種接觸類型，以切疊式、分離式為主，孤立式分布范圍小。

橫向接觸：主要有間灣接觸、堤岸接觸、對接式、側切式、替代式五種接觸類型，以單砂體、側切及替代式接觸為主，少數為堤岸式、分流間灣式。

3.1.3 注采對應性分析

3.1.3.1 垂向疊置關系對“注-采”的影響分析 垂向疊置的單砂體因不同期沉積，造成儲層縱向非均質性強，造成水井剖面吸水不均。油藏6 期河道疊加，多為壩上河沉積或幾期河道切疊的正韻律沉積，吸水層段易沿河口壩段或底部高滲層段突進，均勻吸水比例小于50 %。

3.1.3.2 橫向接觸關系對“注-采”的影響分析 單砂體河道內部物性最好，較為均質；側切及替代式物性其次，非均質性由于河道相互切割及替代，非均質性較強，堤岸式儲層物性差，非均質性較強。同期次單砂體內注水見效快，側切式見效慢，對接式/堤岸式不見效，水驅優勢為同期次單砂體＞側切/替代式＞對接/堤岸式。

3.2 動態縫的開啟及延伸是影響注水開發效果的關鍵因素[3]

動態裂縫是指在長期注水過程中，注水井近井地帶憋壓，當井底壓力超過巖層破裂壓力時，會引起前期閉合的天然裂縫開啟以及新裂縫的形成并不斷延伸，是造成油藏開發過程儲層非均質性強的重要原因。

3.2.1 動態裂縫開啟與延伸規律 動態裂縫開啟壓力的判別與延伸規律認識，是油藏注水調整的基礎。動態裂縫開啟壓力可用巖層破裂壓力和注水指示曲線來確定。動態裂縫的延伸方向，優先沿最小破裂壓力方向延伸，與現今最大水平主應力方向保持一致。

3.2.1.1 巖層破裂壓力 注水井最大流動壓力主要受破裂壓力的限制，根據經驗，一般不超過破裂壓力的90 %。利用經驗公式（式1）計算得到油層破裂壓力29.9 MPa～43.0 MPa，注水井最大井口壓裂14.1 MPa。

式中：Pf-破裂壓力，MPa；ΔPf-破裂壓力梯度，MPa/10m，一般取0.16 MPa/10m～0.23 MPa/10m；H-油層中深，m。

3.2.1.2 注水指示曲線 表現為明顯的兩段式變化特征，注水壓力升高到一定壓力后，曲線向橫坐標軸偏轉，拐點壓力即為動態縫開啟壓力（見圖2）。

圖2 典型井注水指示曲線

3.2.2 動態裂縫對水驅開發的影響 平面上，累計注水量大、注水強度大的區域，容易形成裂縫型、裂縫-孔隙型見水，降低了油層平面上的水驅波及系數，根據含水上升與裂縫開啟時累注量關系散點圖，累計注水量達到2.4×104m3時儲層微裂縫開啟，形成優勢水驅通道，表現出含水快速、大幅上升特征。縱向上，產生裂縫指進吸水，近兩年吸水剖面測試資料統計，油藏不均勻吸水比例較高，尖峰狀、指狀吸水占比達到54.9 %，對應見水井占比71.0 %。

4 精細注水調控對策

結合靜動態變化規律，通過開展注水技術政策、周期注水適應性研究，逐步形成以“保障高效注水、控減低效注水、杜絕無效注水”為核心的注水調控技術，促進有效驅替壓力系統建立。

4.1 注水技術政策研究

合理注水政策應綜合考慮建立有效驅替和控制含水上升兩方面因素；由于動態裂縫的客觀存在，注水技術政策應著重合理控制動態裂縫延伸，由強化注水向有效注水轉變。綜合應用礦場統計、數值模擬等方法，開展合理壓力保持水平研究，進一步優化注水強度、注采比等注水參數；確定目前壓力保持水平在105 %左右開發水平最高，油藏局部地層壓力已在合理范圍，但是注采比較高，需及時轉變調整思路，合理控制注采比。

合理壓力保持水平：利用數值模擬技術預測不同地層壓力保持水平下的生產動態變化，隨著地層壓力上升，含水有所上升，日產油量及累計產油量上升，優選壓力保持水平為105 %較為合理。

4.1.1 優化動態縫作用下注水技術政策 針對不同動態縫特征，根據注入端地層壓力和裂縫開啟壓力的差值，制定注水調整政策。裂縫即將突破時，以溫和注水為主；裂縫剛突破時，以小水量不穩定注水為主；裂縫突破，油井水淹，以停注為主。

4.1.2 杜絕無效注水 開展無效注水原因分析，在保障開發形勢穩定的情況下，對注水不見效、注采不連通、注水無效循環井組實施停注、間注、弱化等調整，提高注水效益。

4.1.2.1 無效注水率計算 據甲型水驅曲線計算分區無效注水量，全區無效注水所占比例為44.2 %，北部無效注水所占比例為21.2 %，東部、中部和南部分別為38.3 %，61.2 %，66.3 %。

式中：Wp-油藏累計產水量，m3；Np-油藏累計產油量，t；NR-油藏可采儲量，t。

式中：Wyp-油藏有效累計產水量，m3；Wyi-油藏有效累計注水量，m3；Rpi-有效注水存水率；e-有效產注率。

4.1.2.2 明確高注采比、水淹區域無效注水原因及調整對策 （1）儲層物性差，注水井周圍形成憋壓，注水擴散慢，受效差導致無效注水，針對該類井開展間注、溫和注水調整；（2）砂體橫向變化快，局部不連通，針對該類井停注驗證；（3）裂縫溝通，導致注水無效循環，針對該類井開展停注、溫和注水、不穩定注水等調整。

4.2 周期注水適應性研究

從儲層物性特征、剩余油分布規律、開發階段特征分析，W 區屬于中-強非均質性油藏，適合開展周期注水試驗。結合理論計算和油藏數值模擬，對注水方式、注水周期和周期注水量三個主要參數進行優選，確定了周期注水試驗參數：開展異步周期注水，注水周期30 d～40 d，注水量波動幅度0.8～1.0。

4.2.1 注水方式優選 根據數值模擬研究成果，對比三種注水方式，異步周期注水、交替升降注水注水開發效果優于同步周期注水。

4.2.2 注水周期優選 利用理論公式計算和數值模擬法，對比不同注水周期，周期為30 d～40 d 效果最佳，增油量最好，含水上升率較低。

5 現場應用效果

5.1 開發效果得到明顯改善

對比上年底，油藏壓力保持水平由91.8 %上升到92.5 %，自然遞減由13.1 %下降到11.9 %，含水上升率控制在2.0 以內，油藏開發形勢持續向好。

5.2 注水調整的質量效益逐步提升

通過實踐，形成了定量化、多元化、效益化注水調控技術，當年指導開展注水調整82 井次，調整增油量869 t，降低自然遞減0.7 %；在保障開發形勢穩定的情況下，注采比由7.1 下降到5.6，減少無效注水量840 m3/d，累計減少注水6.2×104m3，節約費用約86 萬元，提高了注水的綜合效益。

6 結論與認識

（1）通過單砂體的刻畫，河道砂體寬度較原認識窄，一次井網控制程度較低，河道砂體寬度在100 m～300 m，單砂體井網控制程度僅為84.7%；不同單砂體疊置接觸，造成平面剖面水驅不均。

（2）隨著累計注水量的不斷增加，油藏動態裂縫開啟，使得主向見水油井不斷增加。動態裂縫開啟壓力為30 MPa～43 MPa，最先沿最大水平主應力方向開啟。

（3）針對油藏注水有效率低，形成以“保障高效注水、控減低效注水、杜絕無效注水”為核心的注水調控技術，改變了單一的注采調控方式，周期注水技術得到推廣和應用，油藏的注水開發效果和效益得到提升。