坪北油田开发中后期注水调整探讨

方正梁

摘 要：坪北油田为典型的特低渗透裂缝型岩性油藏，经过十几年的不断摸索，取得了良好的稳产开发效果，目前坪北油田面临水窜严重、累计注采比较大、地层能量不足等开发矛盾。本文通过分析现阶段注水开发现状，对目前的注水开发方式进行探讨，希望能控制油田含水上升率、延长油田稳产时间。

关键词：特低渗透；稳产；注水开发探讨

1 坪北油田开发简况

1.1 油田概况

坪北油田是处于边际条件的特低渗透油田，区域构造位于鄂尔多斯盆地东部陕北斜坡中部的坪桥笔褶带上。构造对油藏无明显控制作用，属岩性油藏。主要开发层系为三叠系延长组C4+52、C61、C62小层。储层物性差（平均孔隙度为11.5%，平均渗透率1.3md），非均质性强，原始地层压力低，地饱压差小（地层饱和压力4.8MPa，压力系数0.64），天然能量微弱。油藏主要发育两组天然微裂缝：NE25°～NE45°，NW25°～NW40°，裂缝在原始地应力条件下呈闭合状态。

1.2 注水开发主要历程及开发现状

坪北油田开发主要经历了四个阶段：1998年5月正式投产，依靠天然能量试采，1998年年底-1999年为注水试验阶段；1999年年底-2001年年底为完善全区基础井网、大规模产建阶段；2001年年底-2005年年底为井网完善调整和加密试验阶段；2006-2010年为二注井转注、水井调剖调驱等老区综合调整阶段；并取得了自2001年至2012年连续稳产原油17万吨，自然递减率全年控制在8%的开发效果。

截至2012年年底，坪北油田有采油井639口，其中开井数589口，平均单井日产液1.8t，日产油0.8t，综合含水率55.02%，地质储量采出程度6.16%，采油速度0.48%。注水井211口，其中开井数198口，月注采比2.03，年累积注采比1.41，老井自然递减率7.61%，综合递减率6.75%。目前，坪北油田处于低采出程度、中含水稳产开发阶段。

2 注水开发特征

目前坪北油田注水开发主要存在以下3个特征：

2.1 油井排微裂缝与水线排窜通，油井含水上升快

坪北油田储层有效孔隙度低，流体主要靠裂缝渗流，而坪北油田地层压力系数仅0.64，天然裂缝在初期处于闭合状态。在后期注水开发中，随着注水压力逐渐升高，转注井转注前压裂采油，油井重复压裂改造，侧向微裂缝开启并与注水水线窜通，造成注水沿裂缝方向窜进，油井含水迅速上升。

2.2 年累积注采比逐年提高，而水驱效果却未有效提高

近年来，年累积注采比逐年上升，由2010年1.21上升至2012年1.42，但部分井区注水开发效果未有效提高，油井能量水平保持较低。比如在坪北油田北二区P116井区，油井20口，水井5口，油水井的井数比是4：1，截至2012年年底，注水井单井平均累计注水量达45000方，但整个井区表现为注水效率低，边部存在注水外溢，油井产液量低，平均单井日产液仅0.8吨，低于油田单井产液水平。

2.3 套损井逐年增多，部分井修复后难以实现精细分层控水

近年来，受洛河层水的氧腐蚀、注入水水质和套管使用年限的影响，油水井套损井数呈逐年骤增态势，截至2013年6月底，套漏油水井已达45口，其中2013年上半年新增9口。注水井套损后，大部分无法实现分层注水，影响注水调整和注水效果。

3注水开发调整与探讨

3.1 开展周期注水和水井重复调剖调驱，提高了注水的均衡性

周期注水的机理：注水阶段注入水大部分先进入高渗部分，即裂缝开启方向，再由高压、高渗区部分进入低渗部分驱油；停注阶段高渗部分压力下降快，形成低压、低渗部分的油和水排入高渗部分而被采出。利用该机理，2013年上半年，在注水受效不均的井区开展周期注水，加强注水周期调整，从而延缓侧向水窜方向油井含水上升速度，促进周围其他油井均匀受效。共采取周期注水18井次，15口油井含水下降，11口油井含水保持稳定。

同时，选取调剖失效的井组进行重复调剖调驱，封堵侧向水窜通道。2013年上半年完成调剖、调驱共5口，调后6口油井含水下降，日增油2.5吨。

3.2 整体调整注水强度，摸索现阶段合理的注采比

2012年年初，对注采比最高的SP199井区降低注水220方，调后综合含水由61.9%降为59.7%。通过2012年的注水调整效果发现，目前井区内的月注采比有下调空间。2013年，选取累积注采比较大和注水效率低的区域再次进行整体降水调整，累积下调注水量680方，调后整个坪北油田月注采比由年初的2.03降为1.46，年累积注采比保持在1.41，综合含水控制在54.2%，日产液水平保持稳定。

3.3 边部实施整体调剖调驱工艺，有效封堵注水外溢通道

2013年上半年，针对边部注采完善区域存在注水外溢，长期注水不受效的现象，开展区域整体调剖调驱试验。以北区P116井区为试验区，根据周围油井的生产动态选取调驱3口，调剖1口，调后周围油井有6口含水明显下降，4口含水保持稳定，共日增油1.2吨。

3.4 积极摸索新工艺，改善套损井无法实现分层注水的现状

2013年，针对封隔器堵漏后造成部分水井无法实现分层注水的现状，在坪北油田选取2口套漏注水井开展浅层挤水泥固井工艺试验。若实施成功，可为下步套漏井治理的可行性提供依据。

4 结论与认识

①温和注水是坪北特低渗透油藏注水开发的前提和基础。

②通过细分层注水、周期注水、水井整体调剖调驱等方法优化和调整注采结构，是改善油田中后期注水开发效果的必要途径。

③对合理的注采比和注水强度的摸索是今后注水开发调整的主要方向之一。

④不断改进套损井治理、调剖调驱等工艺技术提高注水开发水平，是改善坪北油田中后期注水开发效果的必要手段。

参考文献：

[1]庞宏伟.安塞油田裂缝特低渗透油藏注水开发的思考.