辽河油田注水开发技术与实践

2020-03-04石利华阴艳芳

特种油气藏 2020年6期

武毅，石利华，阴艳芳，邱林

(中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010)

0 引言

辽河油田水驱油藏按原油性质划分为稀油、高凝油和常规稠油，按照储层类型分为中高渗透砂岩油藏、低渗透砂岩油藏和特殊岩性油藏。辽河油田水驱油藏历经40余年的开发探索与实践，初步形成了适合复杂油藏地质条件和开发特点的注水开发技术[1]，但随着油田开发进入中后期，各种开发矛盾日益凸显，水驱油藏持续稳产面临挑战。通过客观分析各类油藏地质条件、开发动用状况，深入剖析主要开发矛盾，提出深度精细油藏描述、低效无效水循环识别、细分注水调整、二三结合精细挖潜、多元注采调控等技术对策。通过10 a不断探索、实践、调整与完善，形成了一套适合辽河油田注水开发中后期改善开发效果的配套技术系列，实现了水驱油藏开发指标持续改善、开发基础持续增强的目标。

1 辽河油田水驱油藏开发现状

1.1 地质条件复杂

辽河油田水驱油藏在辽河东部、西部、大民屯三大凹陷及外围盆地广泛分布，包括兴隆台、欢喜岭、曙光等23个油田，具有以下基本特点。

中高渗透砂岩油藏具有断层发育，构造破碎，断层数量多、规模大、平面上纵横交错、剖面上互相切割的特点。含油层系多、井段长，发育19套含油层系，含油井段最长达1 200 m。平面、层间、层内非均质性较强，渗透率变异系数为0.6～3.0，平面突进系数为4～26。油品类型多，油水黏度比大：稀油油水黏度比为2.0～80.0；高凝油含蜡量为31.4%～52.3%，凝固点为45～67 ℃，油水黏度比为3.5～12.7；常规稠油油水黏度比为150.0～450.0。

低渗透砂岩油藏具有强水敏、强非均质性的储层特征。以近物源快速堆积的扇三角洲和水下扇沉积为主，有利相带变化快、频繁交错，沉积物成分成熟度和结构成熟度均较低，岩性混杂、分选性差；孔隙分布不均，小孔细喉，配位数低，连通性差，毛管压力高；黏土矿物含量高，平均为10.2%，主要以伊蒙混层和高岭石为主，水敏性强，易形成注水伤害。

特殊岩性油藏是指以裂缝及溶蚀孔、洞为主要储集空间和渗流通道的油藏，主要包括变质岩、碳酸盐岩、火成岩油藏。该类油藏一般经历多期构造运动，构造内幕复杂；具有多种储集空间类型，储集性能差异大；储层发育受多种因素控制，空间非均质性极强；裂缝发育规律预测困难，注入水沿裂缝水窜严重，储层难以均匀动用。

1.2 开发状况差异较大

受岩性复杂、储层非均质性强、流体性质变化大、微观孔隙结构复杂等因素影响，单一注水方式与油藏地质特点的适应性差，水驱采收率低，不同油藏注水开发模式差异较大[2]，开发状况迥异。

中高渗透砂岩油藏整体处于注水开发中后期。综合含水为87.6%，可采储量采出程度为89.3%，处于“双高”开发阶段，Ⅰ、Ⅱ类开发水平的油藏储量占90.4%。其中，中高渗整装砂岩油藏采收率高，开发初、中期采用分层系开发，注采井网完善，区块保持高速开采，采出程度高，无效水循环为主要开发矛盾。目前，根据有效厚度统计结果，9.7%左右的油层进入低效、无效水循环状态，低效、无效循环水量占34%。中高渗复杂断块油藏注采井网普遍不完善，采用1套层系开发，平面、层间动用差异大，动用程度为22%～86%，压力系数为0.29～0.81。取心结果表明，平面、层间、层内仍有水驱未动用的剩余储量，具有化学驱及二三结合、精细水驱的潜力，开发模式转换势在必行。

低渗透砂岩油藏整体处于低速低效开发水平。受强水敏、强非均质性影响，整体表现出“四低一高”的开发特征(单井产液量为5.3 m3/d，产油量为1.5 t/d，采油速度为0.3%，采出程度为11.7%，注入压力高达15～25 MPa)，以Ⅱ、Ⅲ类开发水平为主。平均采收率仅为17.9%，注采井网极不完善，注采井数比为1.0∶4.5，水驱控制程度为77.9%，水驱动用程度为62.7%。单井日注水量为4～121 m3/d，累计注采比为1.02，地层压力保持水平低。现井网条件下储量损失大，需根据油藏特点优选开发方式。

特殊岩性油藏采用单一注水方式难以达到标定采收率。该类油藏渗流通道以裂缝为主，储层非均质性极强。以底部注水为主，受含油幅度、裂缝密度、注采配置关系等因素影响，注水表现为沿裂缝快速窜进和见效缓慢2个不同的特点，水驱储量控制程度高，实际动用程度低，产量递减快。Ⅲ类开发水平的油藏储量占63.0%，注采结构调整是实现稳产的主要对策。

2 辽河油田水驱油藏开发技术

水驱油藏开发效果受地质条件和开发技术的双重影响，提高采收率的根本是提高驱油效率和扩大注水波及体积系数[3-5]，针对不同类型油藏开发不同的注水技术。

2.1 中高渗透砂岩油藏注水技术

2.1.1 深度精细油藏描述技术

针对水驱油藏小断层难识别、砂体连通关系难描述等问题，采用等时对比、地震拓频、VSP测井等方法，形成了重构地层等时格架、低级序小断层识别及微幅构造刻画等新技术，断点组合率由82%提高至95%，小断层识别精度提高至5 m，储层预测精度提高至3 m。针对储层砂体空间展布难刻画的问题，采用地震资料保幅保真、拓宽主频、储层反演、波形定性-半定量预测等手段，形成了薄砂体井震联合预测、扇三角洲储层内部构型表征等技术，储层预测符合率提高至90%以上。针对高含水期剩余油分布难预测的问题，基于密闭取心井及大量监测资料，利用动态分析、岩心分析、动态监测、油藏工程、数值模拟等多种方法，对平面、层间、层内剩余油进行多尺度量化，将水驱剩余油的认识由“高度分散”转变为“普遍存在，局部富集”，为注采调整提供了理论基础。

2.1.2 低效无效水循环识别技术

受储层三大矛盾和长期注水冲刷的影响，储层渗透性、润湿性等参数发生改变[6]，导致注入水沿高渗流优势通道，即大孔道、裂缝部位等突进，从而造成注入水低效或无效循环[7-9]。在机理认识基础上，创建了三步走识别方法，实现低效无效水循环量化评价：①动态分析定性判断低效无效水循环井。采油井采用生产动态分析、水驱特征曲线、耗水率曲线和示踪剂测试4种方法组合识别；注水井采用生产动态分析、吸水剖面、吸水指示曲线和数值模拟4种方法组合识别。②联动分析锁定低效无效水循环层。对筛选出的目标井，采用剖面测试法和测井响应法组合识别选层；根据井层识别结果，以沉积相带为基础，刻画出网状、片状和条带状3种低效无效水循环展布模式(图1)。③敏感参数分析建立识别标准。确定敏感评价指标为单砂体突进系数、累计产液强度、视吸水指数、单位厚度累计注水量和吸水强度，绘制多参数交会图，引入水洗效率曲线，将斜率变化的拐点确定为有效、低效和无效的分界点，建立低效无效水循环分级评价标准。

图1 低效无效水循环展布模式示意图

2.1.3 二三结合精细挖潜技术

二三结合是指将二次开发的层系井网重组与三次采油的改变驱替介质相结合的一种开发模式，可极大地释放水驱潜力，并为三次采油进一步提高采收率提供合理的井网条件[10]。针对双高期老油田部署设计优化难、潜力层识别难、注水补能精细化程度低等技术难题，按照“四优化一协调”原则，基于二三结合技术，实施高效水驱挖潜。①区块优选：选择构造整装、层数多、厚度大、储量规模大的区块优先实施，降低系统风险；②部位优选：选择油层较厚的构造高部位优先实施，提升阶段效益；③井位优选：与微构造特征、水流优势通道分布、剩余油规律分析及化学驱井网部署相结合，优化新井井位部署，钻遇更多潜力层；④层段优选：建立潜力分类识别标准，优化射孔层段，对应注水，提高稳定单井产量；⑤协调化学驱与水驱关系：自下而上选层射孔，释放非化学驱目的层潜力，发挥多层协同效应，保持水驱挖潜效果并维持化学驱井网的完整性。

2.1.4 深部调驱技术

深部调驱是水驱油藏高含水期改善注水开发效果、提高原油采收率的一项主要措施[11]。通过开展深部调驱驱油机理、配方普适性及个性化设计、地质体精细刻画、油藏工程个性化设计、跟踪调控方法及动态监测评价、地面注入系统标准化工艺设计等7项研究，认识了深部调驱作用机理，研发了有机铬凝胶、有机酚醛凝胶、复合离子凝胶、聚合物微球、SMG、柠檬酸铝等配方体系，满足不同油藏类型、不同开发阶段深部调驱需求。形成了深部调驱三维非均质物理模拟、调驱单剂检测、调驱体系评价、个性化油藏工程设计、配方体系优化与组合设计、现场实施跟踪调控、深部调驱效果评价等11项配套技术，建立了以“方案编制科学化、调驱配方体系普适化、注入工艺标准化、综合信息实时化、药剂采购程序化、现场管理规范化”等“六化”为中心的深部调驱工作体系。

2.1.5 注采井网调整技术

对中高渗透复杂断块油藏开展精细剩余油挖潜及控制因素研究，采用细分注水调整技术[12]，平面上重选范围、纵向上重选层段，重选关键技术，突破单一开发方式，在同一区块实施多种开发方式，有效解决老油田持续开发和工作量不足的问题。

对于层间非均质性控制型剩余油，利用质量分类方法综合判别单砂体潜力类别，开展单砂体分层开发技术界限研究，包含分层开发单元重组界限、井网组合、分层开发水平井部署界限、注采参数等研究，按照“注水与天然水驱结合、直井与水平井组合、新老井网结合、聚类重组开发单元、三类储层兼顾”的原则，个性化设计、优化部署复合井网。

对于平面非均质性控制型剩余油，分区分层量化评价剩余油富集程度，创建相关性分析方法，明确各区域的主控因素，制订调整对策。按照“平面细分单元、重选开发方式，重构注采井网”的原则，实施多元开发。在设计过程中以各个区域主控矛盾为约束，个性化设计开发方式、井型、井网、井距和注采参数，将“注水与转化方式相结合，冷采与辅助热采相结合，水平井与直井相结合，注采井网与地质体特征相结合，新井网与原井网相结合，公式计算与矿场试验相结合，增加产能与有效防砂相结合”，保证调整对策的合理性。

2.2 低渗透砂岩油藏注水开发技术

2.2.1 注水难易程度精细评价技术

建立接替递进评价方法，在常规低渗储层实验评价基础上，开展特低渗致密储层压敏、非达西渗流、动态渗吸和水锁等注水实验研究，建立“储层物性、微观孔隙结构、储层敏感性、油水渗流特征、黏土矿物、水驱效果”等6类15项低渗储层分类评价标准[13]，将低渗透油藏细分为5类(表1)，其中，Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ类注水开发难度大。

表1 辽河盆地低渗透砂岩油藏水驱分类评价标准

2.2.2 全过程阶梯防膨技术

辽河油田低渗透砂岩油藏水敏性强，容易造成储层损害，需开展低渗透油藏损害机理预测、损害解除及储层保护技术研究[14]。利用代表性岩心开展室内流动实验，重新建立适应不同油藏地质特点、可操作性强的注水水质新标准和防膨剂配方，确保储层渗透率伤害率低于20%。

针对连续防膨成本压力高的问题，通过敏感性、清污混配界限等评价实验，攻关形成梯形防膨技术，在保证全程不发生水敏伤害的前提下，逐步降低防膨剂用量。如奈曼油田早期采出污水量不足时，在清水中加入质量分数为0.5%的防膨剂，随采出污水增加，不断降低防膨剂浓度，当污水质量分数大于60.0%以后，停止加入防膨剂，保证全过程矿化度在6 000 mg/L以上，不发生水敏伤害。利用梯形防膨技术，最终注水成本降低了11.75 元/m3。

2.2.3 细分注水调整技术

综合利用油藏工程和数值模拟方法，建立细分注水层系技术界限、细分注水指标界限及分类注水调控模式，实施有效的细分调整，提高储层水驱动用程度。

针对油藏跨度大、储量动用程度低的问题，量化细分注水层系技术界限。依据储层实际参数，建立4注9采多层非均质砂岩模型，利用正交实验设计法对各项参数敏感性进行分析，确定单控储量、隔层厚度、一套层系有效厚度、一套层系黏度极差等指标，再利用矿场数理统计法和数值模拟法，量化各项指标技术界限。

针对因纵向强非均质性造成的水驱效果差异大、动用程度不均的问题，结合构造部位、原油黏度、储层条件对注水效果影响程度分析，优选渗透率极差、组合厚度、厚度极差、井段跨度、砂地比等主要指标，建立细分注水指标界限，选择性开展细分注水，提高水驱动用程度。

针对低渗透储层难以建立长期有效驱替系统的问题，细化有效储层分类评价研究，建立岩心分析、测井评价、产能特征分析相结合的储层综合评价方法，采用聚类分析法评价试验区注水效果，形成砂岩油藏砂体连通关系分类分级表征技术，建立了Ⅰ类注Ⅰ类采、Ⅰ类注Ⅱ类采、Ⅱ类注Ⅰ类采、Ⅱ类注Ⅱ类采、Ⅲ类注Ⅰ类采、Ⅲ类注Ⅱ类采6种储层分类注采模式，并针对性提出优化配注量、深部调驱、小规模压裂等分类注采调控方案。

2.2.4 气驱补能技术

对于水驱难以动用的强水敏低渗透砂岩油藏，通过物模实验和现场试注，探索气驱补能开发方式。气驱相对水驱易于进入微小孔缝，具有吸气能力强、波及体积大、驱油效率高等优势。

物模实验表明，气驱可有效改善特低透渗储层注入能力[15]，注气启动压力梯度是注水启动压力梯度的1/16。现场注气、注水对比试验表明，储层吸气能力远大于吸水能力，储层比视吸水指数为0.029 m3/(d·MPa·m)，比视吸气指数为0.125 m3/(d·MPa·m)，是比视吸水指数的4.3倍。

在油藏压力、温度条件下，开展不同注入介质长岩心驱替实验。结果表明：不同注气介质均可有效提高驱油效率。其中，注入二氧化碳驱油效率最高，可达到81.3%，注入天然气驱油效率也可达到70.1%，注入空气和氮气次之，驱油效率分别为60.4%、54.9%。

开展不同注入倾角条件下长岩心注气驱油实验。结果表明：从低注高采(正倾角)到水平注采，再到高注低采(负倾角)，驱油效率逐渐提高；高注低采可延长见气时间，减缓气窜，发挥气体的重力驱替作用，驱油效率相对较高，从而提高开发效果。

2.3 特殊岩性油藏注水技术

2.3.1 有效储集体精准识别技术

综合分析岩性、物性、电性与成像、微观孔隙等特征，结合地震响应将潜山储层划分为3类。Ⅰ类储层储集空间为宏观裂缝、微裂缝及破碎粒间孔隙，孔隙度大于5%，微裂缝开度为30～80 μm，日产油为20～60 t/d；Ⅱ类储层储集空间主要为微裂缝与微孔隙，孔隙度为3%～5%，微裂缝开度为10～30 μm，日产油为6～20 t/d；Ⅲ类储层储集空间主要为显微裂缝和显微孔隙，孔隙度为2%～3%，微裂缝开度为2～6 μm，日产油小于10 t/d。Ⅰ、Ⅱ类储层为高效建产的主要目标。

2.3.2 双重介质数值模拟技术

针对双重介质油藏建模难、数值模拟拟合率低的问题，根据试井解释结果设定数值模拟模型中的窜流系数、裂缝储容系数、垂向与水平渗透率比值等关键参数[16]，修正双重介质地质模型，建立裂缝-基质双重介质数值模型，拟合成功率达92%。所确定的双重介质数值模型准确可靠，可用于剩余油分布、注水注气参数优选、水窜气窜识别与治理等研究。

2.3.3 多元注采调控技术

针对潜山基质动用程度低(仅为13%～18%)的问题，深化基质渗流机理、闷井周期等研究，结合地质体特征、动态见效关系、示踪剂测试资料，精准划分注采关联井组，构建注水动态自动预警软件平台，实时监测单井、井组、区块的产液量、含水、动液面等参数，依据注水井组一对一、一对多、多对多、不同层位见效等多种见效关系，制订关联交互式注水(将生产动态上有关联的油水井规划成一个井组，多井结合统一调配)、异步注采(注水井注水时关停油井，压力恢复后停注，采油井复产，异步反复开停)、强弱轮替调配(根据不同注采关系进行不同强度的动态调配，一对一注水井组采取不等量脉冲调配方式；一对多注水井组采取多井点小幅度动态周期调配方式；多对一注水井组采取强弱交换调配方式；多对多注水井组采取轮换交替脉冲调配方式)等“不稳定注采”调控手段[17]，充分发挥基质的渗析作用，形成潜山立体开发调控模式。

3 实践效果

3.1 不同类型水驱油藏开发水平持续提升

中高渗透砂岩油藏开发效果持续改善。依据剩余油富集程度，采用“二三结合精准注水、加密调整深部调驱、重建井网恢复注水”等3种调整模式，分断块完善注采井网，实现老油田水驱控制程度、动用程度进一步提升，区块水驱采收率提高4.0个百分点。Ⅰ、Ⅱ类开发水平的油藏储量占90.4%。水驱储量动用程度为76.6%，累计存水率较高，高于理论曲线，注水利用状况较好，含水上升率控制在1%以内，压力系数保持在73.3%。

低渗透砂岩油藏实现有效开发。通过实施全流程一体化细分注水调整、全过程阶梯防膨、压裂提产与气水组合补能一体化等技术，Ⅰ、Ⅱ类开发水平的油藏储量增加0.5×108t，自然递减率控制在10%左右，压力系数保持在60.3%。

特殊岩性油藏存水率逐步接近理论曲线，开发效果变好；实施多元注采调控，自然递减率控制在5%以内。含水上升率处于理论线下方，含水上升率得到较好控制。其中，潜山油藏注采调控实现自然递减率负递减。