水驅前緣測試技術在薄層油藏調驅中的應用

郭宜民

（中國石油遼河油田公司茨榆坨采油廠，遼寧遼中，110206）

根據微震波傳播原理發展起來的水驅前緣測試技術是監測和判斷油井注水見效情況的有力手段，該技術可準確判斷水驅推進方向和優勢水驅方向，結合區塊油水分布情況，可以調整和優化注水開發設計方案，提高油氣田采收率和油田整體開發效果［1］。薄層油藏普遍存在的問題是平面矛盾和層內矛盾，可通過深部調驅，用交聯聚合物來控制水的流度，以波及水驅時未波及的地方，從而提高采收率［2］。水驅前緣測試通常用來評價區塊水驅見效情況和剩余油富集區［3］，而用來論證井組調驅方案的實例較少，本文通過實例介紹了如何將水驅前緣測試技術應用于選擇調驅井組和方案設計。

1 技術原理

水驅前緣測試主要依據注水過程中會誘發微地震波的原理，通過監測獲取水驅前緣、波及范圍、優勢方向等資料，為評價區塊水驅狀況和剩余油富集區提供依據［3］。在進行水驅前緣監測前先將注水井停注10 h 以上，使原微裂縫閉合，待測試時再將注水井打開，在注水壓力作用下，原來閉合的微裂縫會再次打開，同時也會誘發產生新的微裂縫［4］。這些微裂縫擴展時，必將產生一系列向四周傳播的微震波，用8個放在地面上的地震儀，接收來自同一個地震源的到時，由于地震波到達不同的臺站，路徑不同，到時也不同，用到時差計算出微地震位置（見圖1，A—H 為地震波地面接收點），然后結合巖石力學、波動理論等，經過數據處理即可得出水驅前緣、注入水波及范圍以及優勢水驅方向［5］。通過水驅前緣確定注水波及范圍和優勢水驅方向后，則可對注水見效明顯且含水上升快的井組進行深部調驅，以改變水驅方向，擴大驅油面積，達到增油降含水的目的。

圖1 微地震監測技術原理示意

2 現場應用

選取了薄層油藏C631 塊進行水驅前緣測試技術的應用。該區塊為復雜小斷塊油藏，主要特點是油層薄，物性差，無邊底水能量。該塊油層平均有效厚度僅有1.4 m，為超薄油層；平均孔隙度為14.3%，平均滲透率為21.1×10-3μm2。該區塊自2010 年12 月進行注水開發，2017 年區塊含水迅速上升，產量下降，2018 年5 月綜合含水達到85.2%，產量下降最明顯的是主力生產井C631-H8 井，由2018 年初的7.1 t 下降至2.4 t，含水由60.5%上升至81.2%。由于區塊油層薄，機械堵水難度大，化學堵水成本高，因此，在對應的注水井上采取調驅措施是實現增油降含水的可行辦法［6］。但由于試驗區井網不規則，注采關系不落實，若盲目實施調驅，難以見到預期效果。從井位圖上看，C68 井與C631-1井兩口注水井都可能影響C631-H8 井的生產狀況，為了使調驅施工做到有的放矢，在調驅前對C68 井與C631-1 井進行了水驅前緣測試，通過測試結果判定油水井連通關系和優勢水驅方向，并據此確定調驅措施井及工藝參數。

3 測試結果分析與應用

3.1 測試結果分析

2018 年6 月在C631 塊南部對C68 井與C631-1井兩口注水井進行了微地震靜態和升壓注水監測，主要目的是確定與C631-H8 連通關系良好的注水井，并據此進行深部調驅實現油井增油降含水的目的。

兩口注水井均監測兩個層段，第一層段：2 073.3～2 075.9 m，垂深2 074.6 m；第二層段：2 059.9～2 076.9 m，垂深2 068.4 m。C631 塊為薄層油藏，含油層系主要集中在沙三段中段，水驅優勢方向可通過兩個監測層段疊加結果反映，將原始微震點反映在平面坐標系上（x軸和y軸表示方位），見圖2。

圖2 測試井原始微震點

根據監測數據，經過數據分析與處理做出水驅前緣、注入水的波及范圍和波及面積、優勢注水方向、區塊的注水波及區等資料及相關圖件［7］。通過坐標標的，將C68井和C631-1井的水驅前緣成果圖顯示在井位圖上（圖3），該結果可以作為制定注水方案和增產方案的參考依據。

圖3 C68井、C631-1井水驅前緣測試結果

分析測試結果可知，水驅前緣平面上呈不規則形狀展布，水驅推進范圍比較大，水驅前緣特征明顯。兩測試井優勢水驅方向均呈現一主兩次三個方向的特點（圖3），C68 井主優勢水驅方向西南220°，兩個次優勢水驅方向分別為：東北45°和東南150°，水驅波及范圍長度為410 m，寬度為380 m；C631-1 井主優勢水驅方向東北50°，兩個次優勢水驅方向分別為：東南156°和西南240°，水驅波及范圍長度為350 m，寬度為470 m。該測試結果也表明C631塊儲層平面非均質性明顯，平面矛盾比較突出，C631-H8井為雙向受效井，主要受C68井影響；C631-1 井主要影響C9-17-27C 井，并且對C631-H8井也有一定影響。

3.2 確定調驅方案

3.2.1 調驅思路

由于C631-H8 井含水上升主要受C68 井注水影響，水驅前緣已突進至井底；而暫時受C631-1 井影響較小，但也位于該井的優勢水驅方向，因此，將來也可能出現注水突破的現象。為了使調驅經濟有效，應以C68 井調驅為主，C631-1 井調驅次之。可先對C68 井實施調驅，調驅后C631-H8 井若再次出現含水上升，則對C631-1井進行調驅。

3.2.2 調驅處理量設計

根據水驅前緣測試結果可以計算出待調驅井控制面積，主要調驅井C68 井設計處理量為0.05 PV 數，調驅劑注入量5 500 m3；次要調驅井C631-1 井調驅設計處理量為0.02 PV 數，調驅劑注入量為3 200 m3。

3.3 實施效果分析

2018 年6 月至8 月對C68 井實施了調驅，為了鞏固措施效果，9 月至10 月對C631-1 實施了調驅。調驅后，兩口措施井的平均注水壓力比調驅前分別上升了7.4 MPa 和7.0 MPa，啟動壓力比調驅前分別上升了7.2 MPa 和6.8 MPa（見表1），說明調驅后地層吸水能力變差，優勢水驅通道得到了有效封堵。

表1 調驅前后注水壓力和啟動壓力對比

C68 井調驅15 d 后，C631-H8 井日產油由2.5 t上升到7.4 t，含水由80.9%下降到54.1%。2018 年8月末開始出現含水上升，根據水驅前緣測試結果分析其原因為C631-1 井注水突破。2018 年9 月中旬開始對C631-1 實施調驅，調驅后，C631-H8 井再次出現產油上升，含水下降，日產油上升至7.8 t，含水下降至50.3%，至2018 年底累計增油764.8 t（見圖4、圖5）。

圖4 C631-H8井采油曲線

圖5 C631-H8井含水－液面曲線

同時，將因高含水關閉的C9-17-27C 井進行了復產，該井產能也得到較好恢復，日產油2.1 t，含水86.5%。調驅過程中，C631-H8 井液面呈下降趨勢，結合油井的產量變化情況，說明原高滲水竄通道被封堵，形成了新的水驅通道，調驅區域重新建立了注采平衡關系。

4 認識及結論

（1）水驅前緣測試成果可直觀地描述出水驅前緣位置、注水優勢方向、波及面積，可為水驅油田開發方案的設計和調整提供可靠的監測資料。

（2）對于平面矛盾突出的復雜斷塊油田，水驅前緣測試資料可為深部調驅方案的井組選擇、注入時機和參數設計等提供依據，避免了盲目實施深部調驅，全面提高了措施有效率和經濟效益。

（3）將水驅前緣測試應用于深部調驅后，測試結果分析與實際生產情況較相符，方法準確可靠，可在類似區塊進行推廣應用。