复杂断块油藏高含水期注水开发特点和技术对策

赵雪培，潘 红

（1.西南石油大学石油与天然气工程学院创新1601班，四川成都 610500；2.大港油田采油工艺研究院，天津 300280）

高含水开发期的复杂断块油藏已全面进入高采出程度高含水开发阶段，存在层系井网多、油层非均质性严重、开发生产历史长、开采对象复杂的问题，提高开发效果存在较大技术难度[1，2]。近年来，开展了注水开发后期水驱规律研究[3，4]、河道砂体及内部构型刻画[6-8]、剩余油分布特征等基础研究，实践了高含水油藏层系井网优化调整、深部调驱[10]、单砂体注采关系完善[11]等调整治理，探索出高含水期复杂断块油藏精细注水开发技术对策，为同类油藏下步精细注水开发和提高水驱采收率提供了可借鉴的经验。

1 精细注水面临的特点和变化

在油藏潜力、水驱规律和工作要求等方面表现出新的特点和变化，主要归纳为5个方面，分别是油藏研究和潜力认识、中高渗油藏水驱特点、低渗透油藏注水难点、井况复杂程度的变化以及注水工作的系统性特性。

1.1 油藏研究的深入导致注采关系的认知产生变化

随着油藏研究技术的发展和应用，高含水期剩余油潜力研究也得到发展。“油层分布叠置连片”特征的内幕得到分层剖析，明化镇、馆陶组储层河道刻画、单砂体分布研究成果实现工业化成图。在新的单砂体级别油藏模型认识下，河道、构型单元之间的渗流能力差异导致注采对应和受益动态的差异，多数砂体的注采关系已不再完善。例如港东某区，在册油水井数为332口，注采井数比达到1:2，只有35%的点坝砂体的控制井网的注采井数比低于1：2，整体水驱储量控制程度只有42%（见表1）。

表1 港东某区点坝砂体注采井网控制情况（2010年）

1.2 中高渗油藏水驱表现为“强者越强、弱者越弱”

一方面，油藏储层经过长时间注水后，注入水渗流流经的孔隙和喉道骨架表面的油膜被水膜所取代，加之注入水对造岩矿物表面油中极性分子的作用，储层润湿性发生变化，亲水性增强，在相渗曲线中表现为相渗曲线右移，油相渗透率增加，渗流能力增加。港119井1965年钻井取心，西17-2-2井于1980年在附近区域同一开发层位取心，相渗曲线向右偏移的特征十分明显（见图1）。

图1 港119井和西17-2-2井相渗曲线

港205井、东检4井和东检5井分别于1968年、1982年和2005年钻井取心，岩心试验分析强水湿岩心所占分析岩心百分数分别是0、28%和45%。

另一方面，中高渗储层注水后，储层微观结构发生变化。G78-26井岩心驱替试验表明：注水驱替使附着在石英、长石以及岩屑表面的黏土颗粒和黏土膜脱落，物性好的细砂岩表面更加干净（见图2），流动阻力降低。

图2 G78-26井岩心驱替后铸体薄片中黏土颗粒脱落情况

西39-9井和同一位置更新井西新39-8井电测解释资料对比表明：长期注水驱替后，储层孔喉中值半径增大1.5倍。孔隙度平均上升1%～4%，渗透率上升2～3倍。

综合作用下，总体表现为形成优势渗流通道，降低水驱波及程度。

平面上，主渗流条带水驱越来越强，极端情况下形成大孔道。港东油田示踪剂推进速度最大达到27 m/d。

纵向上，层间矛盾越来越突出。王21井根据连续吸水剖面资料计算：在总井注入孔隙体积倍数为2.27时，14个注入层各层的注入倍数差异较大，少数强吸水层的注入倍数已达到5.78，而多数层的注入倍数在1.08～2.51，吸水厚度百分比也由初期的76%下降到44%，强吸水层要用较多注入倍数来小幅提高采出程度，弱吸水层的潜力得不到发挥。

1.3 井况复杂程度增大

精细注水开发井网层系完善治理面临套损井数净增加、占比比例高的问题。套损井占在册井数的比例20%，套损井逐年年均净增加比例高达7%，使得油藏的基础注采井网受损，降低调整治理的效果。

1.4 精细注水治理是科学协作的系统工程

注水治理和地质、油藏工程、工程工艺、地面工程和管理等系统密切相关，需要进行统筹考虑，将研究、部署、实施和管理有机结合。

2 改善注水开发效果技术对策

进一步改善精细注水开发效果的技术对策，概括为完善注采关系本质的提升，即持续完善注采层系井网结构关系的同时，深入提升为建立以优化均衡驱替为目的的渗流关系。

2.1 含义

完善注采关系本质，有5方面含义，分别为：（1）平面上解决驱替井网完善的问题，注采井网要落实在单砂体上，注重井网连通性。（2）纵向上要解决动用、水淹程度非均质性问题，通过分层细分层和细分注来改善水驱。（3）在渗流能力相近的砂体构型单元内组建注采关系。（4）采用PV级的深部调驱来降低无效低效水循环。（5）充分运用注采调配优化渗流驱替效果。

2.2 标志技术

（1）精细的单砂体潜力评价。依托砂体刻画，定量研究剩余油分布及规律，建立沉积微相模型、油藏模型和剩余油分布模型；剩余油分布研究要级次加深，由曲流河（辫状河）级次向点坝（心滩坝）级次和点坝（心滩坝）内部构型级次深入；研究水驱动态变化的全过程，应用数值模拟方法，全面跟踪和描述生产过程和剩余油分布状况，并开展机理研究。

（2）优化构建效益井网和效益层系。一是计算评价不同措施方式恢复、增加注水井点的效益账；二是计算评价不同井深、不同油价条件下新钻完善井所需临界可采储量的效益账；三是计算评价重组层系后，层间渗流差异状况改善的预测账；四是计算评价重组层系井网与剩余可采储量丰度的效益平衡账，高含水油藏采出程度高，层系细分要考虑单井控制可采储量，以可动剩余油储量丰度为基础，寻找效益井区和井网密度。

（3）高效的分注及配套技术。采用适宜的分注工艺技术，结合分注层段组合优化研究，实现分注井分注层段内油层动用程度大于80%的目标。提升分注工艺技术水平主要体现在应用桥式偏心分注技术升级换代常规井分注技术、应用桥式同心分注技术实现高温高压深斜井分注转型。分油田分别建立分注层段组合优化标准，比如港东油田的分注层段组合优化标准是：分注层段内小层数低于5；注水厚度低于17 m；渗透率级差小于2；渗透率变异系数小于0.3。

（4）高效的PV级深部调驱。2011年官979断块实施PV级深部调驱项目，探索由单井调驱措施增油向整体提高采收率转变的技术途径。段塞设计为前置（中间）段塞+主段塞，前置（中间）段塞调驱体系为体膨颗粒+高温连续凝胶，主段塞调驱体系为SMG。至2015年8月，完成设计注入，见到良好的效果：综合含水由深部调驱前注采井网完善阶段的96.5%下降到95.54%；深部调驱后，日产油改变快速递减的趋势，运行稳定，增加0.5倍，最高时增加1倍多；评价阶段总增油 6.3×104t，其中深部调驱增油 4.5×104t；提高采收率3.59%（见图 3）。

（5）精细的动态注采调配。以保持注采平衡，主力开发单元能量逐步回升为原则，深化分注层段适应性研究和分注层段配注比研究，精细实施动态调配。对油藏而言，总体控制注采平衡，考虑五个结合，即注水水质与储层物性相结合、地质需求与井筒状况相结合、多层系油藏与分注水平结合、注水井点位置与安全环保结合以及注水强度与下步开发需求结合。对注采井组而言，根据注入历史和动态，分别采取减弱、加强和稳定注水量的措施。减弱主吸水层和主流线的井的配注水量，减小注采压差，降低水驱速度；加强弱吸水层和非主流线的井的配注水量，放大注采压差，扩大波及体积；稳定正常状态的井和层的配注水量，稳定注采压差，控制含水上升。港西油田配注比保持1.13，地层压力由10.1 MPa上升至10.3 MPa，注水井组稳升率与油井受益见效率达到80%。

图3 官979断块深部调驱过程及见效评价图

3 结论

（1）随着油藏研究技术的发展，“油层分布叠置连片”特征的内幕得到分层剖析，河道砂体和单砂体得到精细刻画，在新的地质模型认识下，多数砂体的注采关系已不再完善，需要进行调整。

（2）中高渗透砂岩油藏由于储层长期注水冲刷，渗流特征、储层物性产生一定程度的变化，导致层间、平面和层内矛盾在高含水开发阶段更加激化，普遍存在优势渗流通道降低水驱作用的问题。

（3）完善注采关系的含义需要进一步提升，即持续完善注采层系井网结构关系的同时，深入提升为建立以优化均衡驱替为目的的渗流关系。重点是：①平面上完善单砂体注采井网。②纵向上通过分层细分层和细分注来改善水驱。③在渗流能力相近的砂体构型单元内组建注采关系。④采用PV级的深部调驱来降低无效低效水循环。⑤充分运用注采调配优化渗流驱替效果。