復雜斷塊油藏中高含水期水驅規律研究

賈志偉(中國石油冀東油田分公司陸上油田作業區，河北 唐山 063200)

0 引言

以往陸上油田作業區在注水開發環節，經常會出現前期采油節奏過快的情況，導致地層能量大幅度下跌，水驅速度不斷提升，加劇平面矛盾與層間矛盾，即便后期采用封堵滲流通道的方法，也會因為層間壓力過高或者滲透率不統一導致水驅規律不清晰，進一步增加控水穩油難度。因此亟需研究人員尋找全新的水驅研究方法，把握油藏水分布情況，實現油藏的高效開發。

1 復雜斷塊油藏地質情況

陸上油田作業區淺層油藏屬于巖性圈閉構造，傾向北西，受北東向影響斷層逐漸復雜化，區域內共計14條斷層，將整體油藏分割為5個斷塊，而主要含油層屬于館陶類，圈閉面積大約為0.8 km2，儲集巖性以粉砂巖為主，填充物則大多為高嶺石，粒間孔隙度平均值為23%，滲透率平均值為181×10-3μm2，沉積韻律通常表現為復合韻律，儲層平面以及層內都存在嚴重的非均質性，地下原油密度大約為0.5 g/cm3。

2 復雜斷塊油藏中高含水期水驅規律分析方法

2.1 劈分法與產吸剖面法

陸上油田作業區淺層油藏硝化甘油三層與五層、六層的中間區域發育一套隔夾層，三者壓力系統具有一定的差異，在開發初期三者的開發層都是以籠統的方法完成生產，地層壓力分布不均，產量逐漸下降，油藏的含水偏高。為了解決此類問題，需要優先掌握層注采情況，利用劈分法與產吸剖面法，綜合考慮權重系數與KH值，進一步研究各層產注量。實際結果為：硝化甘油三層含水較低，并且注采井網尚未健全，大多以氣藏為主，而硝化甘油五層、六層的注采井網相對健全，屬于主力開發層，能夠保證采出程度在15%左右，而剩余的油富集則屬于下個階段的挖潛主力區。

2.2 示蹤劑監測法

儲層本身具有非均質性的特點，導致平面水驅速度難以保持恒定，而利用示蹤劑檢測法可以更準確地反映注水井和周邊井的連通情況，直觀呈現平面水驅存在的不同之處。在同井組不同階段的示蹤劑數據，還能有效反映各注水階段水驅速度的具體變化趨勢，為后續的方案規劃提供數據支持。對陸上油田作業區淺層歷年的水驅速度進行統計分析可知，第一年水驅速度為1.76 m/d，而第六年水驅速度則達到2.2 m/d，呈逐年遞增的趨勢變化，并且硝化甘油五層與六層的滲透率系數也突破到了3.2與3.6，能夠形成優勢滲流通道。

2.3 參數分析法

滲透率與壓力差會隨著水的持續注入而逐漸發育成優勢滲流通道，油井的實際含水也會進一步提升，通常來說高產能區的滲流河道經常出現發育過度的情況，對陸上油田作業區淺層斷塊的生產參數進行動態分析，可總結出以下三點特征：一是平面油水井的生產特征存在差異，平面油井含水高于50%，并且含水分布不均，油井比例逐年提升，不斷加劇平面矛盾。根據調查統計顯示，高于40%含水的油井容易出現滲流渠道發育過度的情況。當油藏開發步入高含水階段，為了促進地層壓力均衡，需要進一步提高油井液量以及注入量。二是韻律能夠影響油井水淹，且復合韻律的中部區域水淹現象最為嚴重，陸上油田作業區淺層油藏容易受沉積韻律影響，導致層內的非均質特性進一步增強，在長時間注水開發時，注水井的層內吸收厚度會不斷下降。以變化最明顯的105斷塊為例，在注水開發過程中，層內的吸收層厚度占比持續減少，從最初的48%降到目前的14%。三是層間水驅的變化大多來自壓力與滲透率的改變，當油藏開采逐漸步入后期時，水驅的矛盾也會達到峰值，近年來籠統注水井的水層不斷降低，單層主吸水狀況則愈演愈烈，層間矛盾愈發嚴重[1]。

經過上述分析可知，當層間壓力差值高于5 MPa時，采油井的層間矛盾程度與受儲層壓力差呈正比關系，高壓層會阻礙低壓層的壓力釋放，這也是造成開發初期產生層間矛盾的直接原因。陸上油田作業區淺層天然能量相對較少，硝化甘油三層屬于氣頂能量區，隨著開采的不斷深入，地層的壓力變化幅度越來越高，在開采后期硝化甘油六層與五層需要實現變速注水才能實現地層能量的有效補充。

在注水井產生多層合注的狀況時，不同油層吸水情況會受儲層滲透率與縱向位置影響，滲透率越高的儲層其吸水量越高，若各層的實際滲透率較為接近，則儲層底部吸水發生的可能性更高。通過分析陸上油田作業區淺層注水井吸水狀況可知，當滲透率差值恒定，低滲透層的吸水量會隨著高滲透層吸水厚度的提升而不斷降低，而后級差較大的低滲透層卻無吸水現象。

2.4 數值模擬法

數值模擬法將油藏理論作為應用基礎，將信息技術作為模擬手段，可以解決油田開發中相對復雜的問題，借助模擬29區的淺層油藏各層含油飽和度的真實變化趨勢，可得出以下水驅規律：一是平面上硝化甘油六層水驅波最大，需要利用數值模擬將含水處在0～20%的含水定義為低水淹區，而20%～50%的則為中水淹區，50%以上則定義為強水淹區，依照含油飽和度模擬結果可知，陸上油田作業區淺層的多個主力層都呈現一定程度的強水淹，并且硝化甘油六層的水驅波吸水最高，達到79%，而硝化甘油三層與五層仍存在一些中水淹以及低水淹，水驅波系數分別為48%與47%。二是剖面上硝化甘油六層，層內矛盾程度最高，由于陸上油田作業區淺層油藏儲層主要表現為復合韻律儲層，因此層內的非均質性極強，在長期遭受注水沖刷的影響下容易在儲層中產生高滲通道，且部分儲層存在嚴重的指進現象，動用效果不佳，剩余的油則大多集中在韻律層中部，數值模擬結果顯示硝化甘油六層水淹情況最為嚴重，剩余油多數分布在層頂。三是滲流通道的形成造成注入水在采油井間產生無效循環，進一步降低了水驅波效率，導致水驅油藏平面的層內矛盾逐漸向層間矛盾轉換。根據實際調查顯示，陸上油田作業區的歷年吸水層數正不斷減少，已經從最初的100%降至當前的70%，且層間矛盾與水淹狀況進一步加劇[2]。

3 復雜斷塊油藏中高含水期水驅規律分析結果

復雜斷塊油藏中高含水期水驅規律可分為以下幾種：第一，平面水驅規律，陸上油田作業區淺層油藏的矛盾主要來自滲流通道，受注水途徑影響，油藏滲透率、水驅速度也呈遞增趨勢。截至目前，平均水驅速度高達2.2 m/d，平面井網尚未健全的部分，水驅速度則相對緩慢。而平面井網較為完善的地區，水驅強度較高，比如硝化甘油六層的注水井網較為完善，其水驅波系數較高，為79%。第二，層間水驅規律，陸上油田作業區淺層油藏各層間的滲透率變化幅度較高，導致各層水驅程度難以保持一致，油藏內水流通常都會繞過低滲區域流向阻力相對較低的高滲通道。三個油層籠統調剖則會進一步加劇層間的矛盾。第三，層內水驅規律，陸上油田作業區淺層油藏的儲層大多表現為復合韻律。測井曲線則通常表現為箱性，容易受物性影響，導致砂體的滲透率偏大，非均質性較強，水驅相對不均勻。在長期經受注水沖刷的作用下，儲層的中部便會產生高滲通道，注入水則會沿高滲段不斷向外波及，最終導致儲層底部出現強水淹區，而上層區域則表現為弱水淹區，其余油則會在頂部富集。

4 實現控水穩油的有效措施

為了實現陸上油田作業區的控水穩油，保證開發效果的最大化，需要在平時生產過程中充分結合平面水驅的實際分布情況，對注水井開展流場調整工作，確保平面能夠實現均衡驅替，同時在采油井的流場要完成分類基礎的判斷，利用調、改等治理對策，針對滲透通道發育后剩余的油進行挖潛處理。針對陸上油田作業區油藏存在的各類矛盾，要對21井采取綜合治理，年增油大約在7 000 t左右，水驅動用儲量提升約170 000 t，水驅動程度上漲了約2.4%，與以往相比自然遞減，減少了5.2%，而在采出程度方面增加了約3.4%，含水上升率始終控制在2%以下，證明穩水效果優良。

4.1 流場調整

首先要做好配水調流場，根據流線差，將注采敏感性相對較低、含水量較少的區塊作為處理對象，借助調配的方式實現流場的改變，依照油水井產吸剖面的真實變化情況與油井的動態變化，在水井處通過配注量調整的方式，完成油水井壓力的更改。以63斷塊作為研究對象，該斷塊的重點井44因為供液不足，導致液油始終處于下降的趨勢，而周邊的高含水井則存在嚴重的無效水循環現象。此時利用關停43井的方法，可以有效改變液流流向，無論是液面還是油面都呈現一定幅度的增長，且含水保持穩定。其次要完成油水聯動的流場調整，對于流線主次分明、油藏見效差異性較大、次流線能量不足、產能不夠均衡的區塊，需要在注采敏感性較高且低含水的階段進行調控與調剖，而在高含水階段則要利用調提結合、調堵結合的方法完成油藏流場的平衡。根據109斷塊的數值模擬結果顯示，77水井的注水突進會造成86井方向出現剩余油，利用大泵提液的方式處理86井能夠有效改變周圍流場，同時要做好77井的調剖堵水，進一步改變主流場方向，擴大掃油區域。最終該井的日增油量能夠達到4.1 t，累計增油大約在470 t。最后要根據“抑強扶弱”的原則改變流場，對于流線固定難調、水淹狀況嚴重、水驅挖潛難度較高、滲流通道發育的區塊，要利用注采耦合的方法完成油藏流暢的優化與調整。該油藏的62斷塊存在注水突進現象，并且垂直方向滲流通道上的61水井因為物性差，容易造成斷塊注水分布不均。為了解決此類問題，需要針對61井開展壓裂引效，添加注水的受效方向，并對南北向分布的水井依次開展調剖封堵處理，及時挖掘井間的剩余油。在完成流場調整后會形成注采井網，縱向上要進一步添加3口油井以及5個小層，確保水驅動用儲量能夠提升20 000 t以上。

4.2 深度調剖

要充分結合滲流通道完成剩余油的分布控制，保證治理措施更具有針對性和適用性，將29區淺層油藏的剩余油劃分為以下3類：一類區，滲流通道未發育，含水相對較低，潛力區的剩余儲量偏高，能夠調控強水井的注采；二類區，滲流通道屬于一般發育區，剩余油大約分布在油藏的中上部，平面帶則分布在滲流通道兩側，以調剖為主完成剩余油的挖潛處理；三類區，滲流通道成片發育，剩余油分布在油層上部，需要采用調堵結合的方法實現剩余油的挖掘。

4.3 細分注水

由于各層的滲透率存在一定的差異，且吸水厚度也各不相同，因此在滲透率差一致的基礎上，需要依照吸水剖面以及壓力差，完成層段重組工作，進一步細分注水，完成縱向均衡驅替。經過長時間的水驅開發，儲層的滲透率出現大幅度變化，導致高滲透層的實際吸水厚度占比不斷提高，而低滲層的吸水厚度也始終呈現下降趨勢，因此不可將高低滲透層放在一起進行調剖。以85井作為研究對象，隨著調剖工作進入到后期，低滲層的吸水比例會出現一定幅度下跌，從而阻礙水驅動用程度的提升。而28區的淺層油藏通過細分注水，能夠保證段內級差得到有效控制，吸水層比例提高約14%，吸水厚度則大約提升了9.2%。

此外為了確保控水穩油效果的最大化，還要做好濕潤性變化以及注水倍數對驅油效率影響程度的研究，其中濕潤性變化是指液體分子在固體表面存在流散現象，能夠減小固液界面能。當油層外來流體注入巖石表面時會改變巖石化學性質，引發濕潤性變化。因此在實際研究注水前巖心滲透率驅油效率的過程中要充分考慮濕潤性變化情況。而注水倍數則主要與驅替程度有關，在高含水期，兩者一直保持正比關系，當含水高于98%時，繼續提高注水孔隙體積仍能驅替部分原油，因此需要借助加大注入倍數的方法提高驅油效率。此外為了確保各項流程有序開展，還需要技術人員掌握切實可行的應對手段，能夠充分利用信息技術，保證相關參數、信息真實、準確。

5 結語

綜上所述，通過對復雜斷塊油藏中高含水期水驅規律進行分析可知，陸上油田作業區的硝化甘油六層的水驅波最大，涉及范圍最廣，層內的矛盾受均勻吸水的重力作用影響，層內水淹嚴重，受注入水影響，導致儲層滲透率產生變化。而儲層的壓力級差則能決定調剖的有效性，因此對于滲透率較大的水井需要采用細分注水的方式確保均衡驅替。最后根據吸水剖面實際情況，開展層段重組，以此達到控水穩油的目的。