高含水油藏提高注水利用率研究

位华

摘要：针对目前中、高渗油藏高含水期普遍存在的问题，如剩余油分布零散，认识难度大，高渗条带普遍发育注水利用率低等现状，文章以国内某陆相非均值油藏为例，从高含水开发后期的储层、剩余油研究、高渗条带识别方面入手，剖析问题所在，制定有针对性的合理开发方案，为油藏下步开发部署调整提供可靠依据。

关键词：注水利用率;高渗条带;构型研究

一、油藏概况

1、某油藏沉积体系为扇三角洲——湖泊沉积体系，扇三角洲是其沉积主体。受湖盆边缘相沉积控制，砂体属水下扇沉积，具有重力流和牵引流两种沉积体系，滨湖、浅湖、三角洲、洪水重力流、水下扇等七种沉积环境，沉积了河道砂、前缘砂、河口坝等16种沉积砂体。纵向上储层由多级级差序列组成，层间非均质严重;平面、层内矛盾也比较突出，为典型的陆相非均值高含水油藏。含油面积4.5KM2，地质储量1073.7万吨，可采储量296.64万吨，标定采收率27.6%，经过30年的注水开发，目前日产油量60吨，综合含水97.5%，采液速度5.38%，采油速度0.13%，采出程度19.84%，累产油331×10⁴吨，已处于高含水开发后期。

2、开发中存在的问题

高渗条带普遍发育，注水利用率低。经过30年的注水开发，目前该油藏吨油耗水率为42.5，注水利用率较低，从数值模拟得到的流管图来看，区块内高渗条带发育是导致注水利用率低的主要原因。

剩余油分布日益零散，认识难度大。目前该区块主力层水淹面积均在90%以上，经过多年的注水开发，剩余油分布日益零散，分析难度加大。而从近几年的饱和度资料及新钻井资料来看，其二三类层水淹面积也达到了76.5%。

重组细分后层间上又出现了新的开发矛盾。对于非均值油藏，虽然目前的分注工艺能减缓部分层间矛盾，但随着注水开发的深入，高渗条带的逐渐形成，层间上必然会形成新的矛盾，导致注水利用率降低。

二、主要研究方法

1.前期所做准备工作

精细化构造及储层研究，重建标准化对比剖面。注采配套完善的前提必须是精细地层对比。针对该油藏现状，对辖区内180余口井进行精细地层对比，建立了5条骨架剖面，并将原来的76个流动单元细分为84个，对13口井的地层对比做了修改，其中7口井增加了小断层10条，6口井小断层进一步修改完善，并理顺构造，完善构造井位图。

储层构型研究。综合应用岩芯、分析化验、测井、测试、生产动态等资料，利用静态研究与动态分析相结合的方法，采用单井-剖面-平面-立体的工作思路开展厚油层砂体结构解剖，将厚油层砂体内部结构与井网特征相结合开展剩余油分析，进而落实高-特高含水期厚油层砂体内部剩余油分布。通过构型研究，总结了胡12块构型模式储量占比表，其中垂向叠置型和侧翼沉积型占的储量最大，占总储量的45.89%，下步针对不同的构型类型制定相应的挖潜方案。

2.高渗条带识别

（1）、数值模拟法

通过数值模拟分析油井见水时间和水线推进速度来进行识别。例如：A井注水后，B井5天后见水，注采井距280m，计算出水线推进速度为56m/d，大大高于注水开发初期（31天），水线推进速度是注水初期的6倍，说明水的平面舌进明显加剧，存在优势渗流通道。

（2）、流管图分析法

运用Rmsimple软件进行数据分析，输入吸水剖面、产出剖面等各种生产参数后形成注采流管图，并对高渗条带进行评分，结合数值模拟本身，从而能更直观的进行高渗条带的研究及识别。

通过以上两种方法，能够更准确的认识油藏的高渗条带，目前认识到的该油藏分流动单元高渗条带共计61条，也为下步注采调整及注水技术政策提供了可靠依据。

3.注采技术政策研究

在进行注采技术政策研究之前首先对目前的开发现状进行评价。以翁文波院士-逻辑斯谛旋回数学模型作为理论基础进行各层系合理注水量的研究，并应用不同含水下的合理注采比计算得出目前各层系合理采液量，并与实际情况进行对比，寻找问题所在。谢尔卡乔夫公式曲线上可以看出井网密度对油藏最终采收率的影响，而目前的经济效益为前提下，应用各种油藏工程方案可以得出目前该油藏最合理的注采井网密度及注采井距，并与目前现状进行对比。在以上研究的基础上进行分层系存水率及地层能量变化分析，为下步开发指明方向。

三、制定下步开发方案

治理思路：

在储层及剩余油精细研究的基础上，以“效益开发”为中心，立足于每一流动单元，以平面井网优化、完善及层间精细调整为重点，通过优化平面注采关系、调整注采层段，提高井网对剩余油挖潜的适应性，改善油藏开发效果。

具体做法：

一是充分考虑历史注采优势方向，通过换向注水、砂体重组等措施优化完善平面注采井网;

二是深化层间动用差异性认识，强化精细注采调整力度，提高储量动用状况，主要针对开发中出现的新的层间矛盾，立足注采井组，持续深化层间动用差异性认识，通过精细注采调整，提高层间动用状况。

三是在韵律层剩余油研究的基础上，通过选择性射孔、提液、调剖等手段，提高層内剩余油挖潜力度，油井主要结合韵律层剩余油认识，对潜力层进行韵律层补孔，并针对水井注水厚度大，注水压力低，注采反应明显，高渗条带发育的实施调剖措施，挖潜层内剩余油。

四是强化日常动态管理工作，主要以层系为单元，以“一井一策”为原则，在密切关注油水井动态变化的前提下：一是对于水井位于高渗条带附近的，以周期注水、脉冲注水等不稳定注水方式为主;二是水井位于优势通道侧翼、新方向注水的，以强化注水为主，油井见效后以温和注水为主;三是对于层系高渗条带发育的以井组为单元进行层系周期注水

四、结论

经过治理区块开发效果得到有效改善，吨油耗水率也有所降低，由最高的42.5降低到目前的35。

通过治理，得出以下结论：

1、储层及剩余油的精细研究、措施效益的科学评价是特高含水开发期重要的研究内容;

2、在现有注采井网条件下，通过注采技术政策及注水方式的优化调整，可有效改善油藏开发效果。

3、立足油藏实际，转变观念、深化研究、大胆实践，是提高开发效益、实现油田可持续发展的必然选择。