南堡凹陷典型油藏水驱状况研究及调整对策

2019-11-16袁学生张国勤朱春艳

石油化工应用 2019年10期

袁学生，张国勤，朱春艳，邓健

（中国石油冀东油田公司陆上作业区，河北唐山 063299）

南堡凹陷高66X1 断块是南堡陆地注水开发油藏典型断块，动用地质储量102.4×104t，油井14 口，日产液119.1 t，日产油34.2 t，综合含水71.3 %，采油速度0.91 %，截至2018 年底累积产油8.1×104t，采出程度7.9 %，注水井开井3 口，日注水136 m3，月注采比0.95，累计注采比0.8。随着注水开发的不断推进，逐渐暴露出水驱状况逐年变差、含水上升较快等问题，为了确保该断块的持续稳产与高效开发，达到提高断块整体开发水平和经济效益的目的，近几年来根据地质研究成果，结合生产动态测试资料，开展了水驱调整潜力研究工作，取得了一些研究成果和认识，并提出了改善开发效果的技术对策。

1 油藏地质特征

南堡凹陷高66X1 断块油藏类型为复杂断块构造岩性油藏，主要含油层系为沙河街组。油藏埋深3 400 m～3 800 m，储层物性表现为中、低渗透、特低渗交互发育，测井解释平均孔隙度13.5 %，平均渗透率8.5 mD，纵向上油层的分布受构造和岩性双重影响，油水关系复杂没有统一的油水界面。砂体连通性相对较好，但非均质性较强。层间平均渗透率级差19.8，变异系数0.91，小层平面平均渗透率级差17.4，变异系数0.94。储层岩石表面润湿性属于中强亲水型，注水开发过程中水相首先占据微孔细喉，而把油相推向更通畅的大孔喉中，从而降低残余油饱和度和水相相对渗透率[1]，为注水开发创造了有利条件，平均束缚水饱和度29.9%，残余油饱和度35 %，最终驱油效率54 %。

2 水驱状况研究及油藏存在主要问题

断块沙河街组油藏采出程度仅为7.9 %，综合含水高达71.3 %，高含水与低采出程度关系不匹配，且近年来含水上升率逐年升高，2018 年含水上升率达到12.5 %，自然递减、综合递减增大，水驱储量动用程度降低，油藏开发形势逐渐变差（见表1）。

2.1 层间矛盾突出导致水驱储量动用程度低

水井纵向上注水井段长，注水层数多，平均单井注水12 层/38.1 m，层间矛盾突出，吸水剖面资料显示吸水层数占射孔注水层数的29.8 %，吸水厚度占射孔注水厚度的27.9 %，水驱储量动用程度低。具体体现在分注后一部分层段不满足配注要求，一部分分注层段段内剖面吸水比例低，吸水层相对单一导致单层注水强度大（见表2）。注水见效井组水线易沿高渗透主力层单层突进，纵向上物性较差的层未得到有效水驱动用，数值模拟结果显示虽然油藏整体压力保持水平较高，但注水受效层与未有效水驱动用层之间地层压力系数相差0.22～0.35，且随着注水开发的不断推进，层间矛盾愈加突出。

水井分段注水指示曲线，可有效判断各层段吸水能力，并通过深入研究各层段注水指示曲线“拐点”前后斜率变化特征，可指导水井分注层段动态调整[2，3]。典型水井G166-52 分层段注水指示曲线显示，各层段注水启动压力分别为12.2 MPa、14.4 MPa、18.4 MPa，层段吸水指数为3.6 m3/（d·MPa）、3.3 m3/（d·MPa）、0.86 m3/（d·MPa），其中层段三与其他层段相比较，注水启动压力高，吸水指数低，吸水能力差异大，通过常规分注措施难以满足油藏注水量要求。层段一、二单段注水指示曲线存在一个明显拐点，拐点把曲线分为斜率不同的两段，拐点后曲线斜率均向注入量X 坐标轴偏转，说明吸水能力增强，分析认为多层合注层段各小层之间注水启动压力不同，指示曲线测试过程中随着注入压力的提升，启动新层吸水或者是原吸水层产生微裂缝打破了原吸水层注入压力与注入量之间的平衡状态[4，5]，造成吸水指数增大，综合断块地层破裂压力并结合吸水剖面资料分析认为层段具备通过细分注水改善剖面潜力（见图1）。

表1 高66X1 断块沙河街油藏开发指标对比

表2 水井吸水状况变化统计表

图1 高166-52 井分层段指示曲线对应吸水剖面示意图

2.2 平面非均质性较强造成注入水利用率低

断块主力小层平面非均质性强，平均渗透率级差17.4，变异系数0.94。水驱开发过程中，由于注入水具有沿高渗方向优先推进的特点，从而导致平面注水驱替过程不均衡，甚至造成注入水沿高渗透方向低效循环，进而影响油藏整体的开发效果。

统计5 个主力注水受效小层，油井能够形成双向及以上注采对应井层19 个，但水驱过程中仅4 个双向受效，占比仅为23.5 %（见表3）。多数井层受效方向以单向受效为主，在注采相对同步情况下，见效方向主要受平面非均质性影响，注入水沿高渗条带推进，部分受效井层由于长期注水冲刷已形成优势渗流通道，对应油井注水见效后，含水快速上升。单向见效油井极端高耗水，水洗条带剩余油含油饱和度已降低至接近水驱残余油饱和度40 %以下，导致严重无效注水循环，油藏存水率下降至0.3 以下。

3 精细注采调整对策

3.1 注水井段间精细调控结合段内细分升级进一步改善纵向剖面

通过对分层段注水指示曲线综合分析，在不超过储层破裂压力前提下并考虑现有管网系统井口最高注入压力，如果各层段都能启动注水，且注入量满足油藏需求，通过调配层段间水嘴，加大高吸水层段节流压差，提高全井注水压力，放大差油层段水嘴，最大限度满足差油层配注需求，全井重新定压调整分层段流量，使之满足单井配注方案。针对段间调配后，段内吸水层单一层段，实施段内进一步细分升级，控制强吸水层，进一步改善纵向剖面，实现层间相对均衡驱替。调整后全井注入压力提升6 MPa，强吸水层得到有效抑制，同时增加多个吸水层，全井吸水层数动用比例由29.8 %提高到44.2 %，砂岩吸水厚度比例由27.9 %提高到43.6 %，提高油层水驱动用程度。

3.2 合理储层改造建立有效注采驱替，扩大注水波及

表3 主力受效小层受效状况统计表

部分储层物性差，注水启动压力高，渗流阻力大造成吸水能力差。一直处于天然能量弹性开发，且分层段指示曲线显示在管网系统最高注入压力条件下仍难以满足配注要求，目前经济极限井距条件下难以建立有效注采驱替。针对此类甜点区储量可实施注采对应压裂改造重建驱替井网，通过“缝面建驱替、缝长缩井距、缝网扩波及”仿水平井注水开发思路[4，5]，改变水驱波及形态，变常规直井的“纺锤状波及”为仿水平井的“扇面状波及”（见图2、图3）。计算结果表明，五点法注采井网在相同的井网井距条件下，半缝长为100 m 时，波及体积可以扩大近1.6 倍（见图4、图5），提高低渗透油藏采收率，实现效益开发。统计分析断块18 个井层具备压裂改造潜力，预计可有效建立水驱动用地质储量26.5×104t。

计算单元几何参数：水井端裂缝半缝长L1；油井端裂缝半缝长L2；水井距离油井裂缝最短距离d1；油井距离水井裂缝最短距离d2；注水井水驱角度增量α1；注水井裂缝前缘水驱角度增量α2；油井裂缝前缘水驱角度增量β1；油井水驱角度增量β2；正方形长边长度L；正方形短边长度d。

3.3 精细调整不同方向驱替压差，增加平面水驱受效方向

图2 常规直井纺锤状波及示意图

图3 压裂仿水平井扇面状波及示意图

图4 五点法注采井网流线示意图

图5 交错排状井网一注一采流线示意图

在水驱开发过程中，降低储层平面非均质性对水驱的影响，调整和重建各向均衡的水驱注采体系已成为当前油田开发调整的主导思路。调节平面水驱流场，实现平面均衡水驱主要有井距调整和驱替压差调整两种方式。井距调整需要进一步缩短注采井距钻调整井，受油藏效益开发影响往往难以实现。矿场上主要采取调整不同注采方向驱替压差改变高渗方向和低渗方向的渗流动力从而调节水驱流场。非均质储层变驱替压差水驱数值模拟表明，在各向驱替压差相等、各向井距相同的条件下，驱替压力梯度相同，但注入水沿高渗方向窜流，水驱不均衡。通过增大低渗方向驱替压差、减小高渗方向驱替压差，能够改变原有驱替压力梯度及水驱流场的分布，低渗区水驱程度可以得到强化[6-9]。通过以油水井最小水驱受效单元为基础，注采联动调整平面水驱波及方向，物性好水驱主流线方向油井控制液量、水井控制注水，物性差弱流线油井深抽提液、水井加强注水。实施后断块增加受效方向16 个，增加水驱动用储量15.6×104t。