陆相吸水下移油藏综合治理技术

2014-08-10别勇杰路存存

石油化工应用 2014年5期

别勇杰，庄潮，路存存，高曦，王蒙

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

吴起地区位于鄂尔多斯盆地南部沉积中心，主要含油层系为三叠系延长组和侏罗系延安组地层。三叠系延长组的含油层主要集中在长6 油层中，长4+5 以浅湖相砂泥岩形成良好盖层，长6 以碎屑岩为主的内陆湖泊～三角洲沉积，三角洲分流河道砂体和河口坝砂体是良好的储层，长7 油层组盆地沉积中心的暗色泥岩、油页岩是良好的生油层，同时也是良好的盖层，长8、长9、长10 都发育有良好的储集砂体。

吴旗油田长6 油层中河道砂体与河口坝砂体是最主要的储集砂体，这些砂体在沉积时由于水动力条件、沉积物供给的周期性变化，导致纵向剖面上多为多期单砂体组合出现，组合的方式大体有四种：（1）多期水下分流河道迭加砂体；（2）多期河口坝迭加砂体；（3）多期水下分流河道与多期河口坝迭加砂体；（4）远砂坝与水下分流河道组合砂体，这种组合的特点是在砂体之间一般加有湖相泥岩。

1 吸水下移问题的提出

吴410 长612沉积为正韵律沉积，在测井曲线表现为“钟形”形态，反映了该期水体上升，底部物性好，注入水易形成优势通道，注人水在“找到”定向渗流通道后，很难突破其他方向的低渗流通道，这样整体渗流条件较差，水驱开发效果不理想。同时间隔50 天的两次ERT 测试结果显示长4+5 和长61电阻率未发生变化，长62低电阻区域明显扩大，注入水存在下移现象。

表1 吴410 区吸水剖面导致含水上升井统计

统计历年吴410 油藏测试吸水剖面，发现下段尖峰吸水比例逐步上升，2013 年吸水剖面测试37 井次，下段尖峰吸水6 井次，占测试总井数16.2 %，剖面吸水矛盾日益突出。2013 年因剖面问题导致含水上升5井次，损失产能8 t。

2 吸水下移受控因素

2.1 沉积韵律影响

该区主要以水下分流河道沉积为主，水下分流河道是指三角洲平原分流河道继续向水下延伸或者在河口处重新分流的部分，一般具正粒序沉积特点，岩性主要为灰、灰白色细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩，纵向上呈多层正韵律叠加，呈向上变细的正粒序剖面结构，底部物性好，渗透率高，注入水容易在底部形成优势通道舌形锥进，在剖面上表现为吸水下移，随着注水时间的增加，最终会导致油水井之间水线贯通，造成油井水淹。

2.2 储层裂缝发育

吴旗地区河道砂体方向与地应力方向一致，裂缝更容易开启。吴旗地区长6 储层段岩石裂缝开度在0～0.3 mm 约占73 %，最大可达6 mm。裂缝切深介于0～20 cm 的占97 %，最大切深达50 cm。裂缝间距大多为1～5 cm，约占94%，间距大于7 cm 的比较少见，约占6 %。裂缝视倾角主要分布在0～20°、80～90°，高度角、斜交和低角裂缝所占比例分别为53.7 %、14.6 %和31.7 %，以高度角构造裂缝为主。声电测试结果也显示长61段下部泥岩垂直裂缝发育，进一步映证了注水向下运移。

图2 注入水水驱模式示意图

2.3 注水压差影响

目前吴410 油藏注水井基本都是多段射孔段合注，忽略注入水流速影响，对于上下射孔段在井筒内受到注入水的静压不同，由P=ρgh 得出下部射孔段受到压力较上段大，ΔP=ρgΔh。随着注水时间的增加，上下射孔段的压差影响将会逐渐扩大，下段吸水快，在剖面上表现就是吸水下移。

2.4 重力分异作用

在油藏注水开发过程中，注入水除了受到平面上的注水压力驱动外，还受自身重力作用影响，忽略其他影响因素，注入水受到一个斜向下的合力，随着累计注水量的增加，注入水的优势水驱方向会逐步向斜下方向倾移，造成沿优势方向单向突进或指进。

3 治理技术对策

3.1 分层注水

主要是针对主力层段油层厚度大，多段动用且上下段吸水比例差异大，吸水不均的井实施分层注水，减小射孔段之间的吸水矛盾，迫使各段均匀吸水，提高水驱动用程度。

2013 年对旗91-82 等41 口注水井实施分注，对比其中8 口分注前后测试的吸水剖面，吸水厚度由10.0 m 上升到12.41 m，水驱动用程度由56.3 %上升到69.8 %，分注后吸水厚度明显增加，水驱动用程度提升明显。

分层注水井对应油井186 口，分注后见效油井41口，单井产油由0.99 t 上升到1.19 t，含水由49.0 %下降到40.3 %，累计增油1 133 t，分层注水效果明显。

3.2 调剖堵水

针对底部尖峰吸水，吸水厚度小，注入水单层突进，井组内油井含水上升，开展化学堵水调剖措施，封堵底部高渗透层，改变水驱方向，迫使增加吸水厚度，从而达到全段均匀吸水的目的。

整体效果：2013 年转变堵水思路，由单一的单井点堵水向区域整体堵水改变，由单向水井堵水调剖向油水井双向堵水转变，对旗83-98、旗85-96、旗87-100、旗87-98、旗87-102 井实施化学堵水调剖，堵水后水井注水压力由11.3 MPa 上升到13.2 MPa，存水率稳中有升，对应油井31 口，见效17 口，见效油井单井产油由2.27 t 上升到2.46 t，累计增油608 t，累计降水819 m3。

单井点分析：旗84-98 于2012 年底暴性水淹，水淹前日产油3.5 t，含水8.3 %，水淹后套返，放喷日产水150 m3。2013 年对应水井旗83-98 堵水后该井压力下降，含水仍为100 %，放喷60 m3后井口无压力，9月对其实施油井堵水，堵水后含水下降，日增油1 t，累计增油91 t。

3.3 不稳定注水

不稳定周期注水通过在一天时间对地层实施脉冲注水，在周期注水过程中，油藏开始注水时，由于正韵律沉积底部渗透性好，底部吸水量大，压力传导系数高，顶部渗透性差，吸水量少，水驱困难，水驱前缘会优先在底部沿平面展开，底部高渗层的油会在注入水驱动下被采出；当停注时，由于高渗透层排液量大，压力下降速度快，压力较低。而低渗透层，压力下降速度慢，压力较高，形成一个负压力场，油水由低渗透层向高渗透层窜流，当下一周期开始注水时这部分油又被水驱动采出。

表2 2013 年分注井可对比井吸水厚度对比统计表

表3 吴410 区注水井分注效果统计表

表4 吴410 化堵调剖效果统计表

图3 吴410 区不稳定注水井组效果跟踪曲线

2012 年冬季吴410 南部正常注水时，油井含水持续上升，含水上升速度2.5 %每月，2013 年在吴410 南部开展不稳定注水13 井次，对应油井含水上升趋势减缓，目前对应25 口油井含水趋于稳定。2013 年吴410南部测试吸水剖面9 口，平均吸水厚度15.2 m，吴410南部水驱动用程度由2012 年的63.5 %上升到72.5 %，实验证明不稳定周期注水对水下分流河道的正韵律沉积适应性较好。