低渗油藏注采结构调整与挖潜技术

田剑 李强

摘要：在对低渗油藏注水水质指标的研究中，结合相关理论，建立了水质饱和度与油藏渗透率的关系，为研究相关开采指标打下了坚实的基础。根据注水水质与油藏渗透率之间的关系得出影响油藏渗透率的关键因素，这对油藏注水水质的研究有重要的意义，能够为今后的研究提供了有力保障。

关键词：低渗油藏;注采结构调整;挖潜技术

1液量和油量变化规律

统计生产井年末的日产液量特征，单井初期日产液量26.85t/d，属于液量比较低的范围。统计单井后期的产液量分布特征，发现占到75%的井的初期产量小于30t/d，初期产液量超过30t/d的只有4口。因此后期产液量变化的第1个特征即后期产液量相对比较低。后期产液量变化的第2个特征是关于产量在后期的变化规律特征，统计2012至目前产液量的变化规律，13/18口井，占到总数72%的井后期的产液量生产一定时间后产液量下降。后期产液量保持一段时间然后下降是主要的变化特征。油井后期产液量下降的主要原因是后期油层能量不足。

2调整对策

从区块开发实际情况分析，边部注水井对应油井驱油效果较好，主要表现：（1）对应油井含水上升速度慢。（2）调配后油井见效明显。（3）油井縱向剩余油分布清楚。说明边不注水平面上波及系数大、纵向驱油效率高。为分析不同注采井网的开发效果，通过数值模拟技术进行了对比分析。平面上根据砂体的展布特征形成地层模型，平面上的研究范围确定为断层和砂岩尖灭线包围的部分。为仔细刻画地层中流体的运动规律，根据纵向上地层的变化特征，将5个小层描述纵向上的韵律性变化规律。应用Eclipse软件对数据进行网格模拟处理。按照五点法、排状和加强边部注水等思路，设计了五种井网方案进行预测，并分析不同井网对采收率的影响。具体方案维持原井网不变，预测各个油藏指标和单井指标的变化规律，作为与其他调整措施方案对比的依据。由不同井网下含水率与采出程度关系曲线图可知，在边缘注水基础上添加生产井预测结果最好，因试验井充分开发了油藏西南角大片剩余油，而边缘注水方式则加强了对油藏中部及东部的开发。因此优选其作为最佳井网。利用数值模拟技术，立足边部注水和内部五点发注水结合，对油藏开发指标进行了开发拟合，并与现井网开发指标进行了对比。优化后的生产方式有力地改善了层间矛盾，加强1，2，3层的开发力度，提高了各层的采出程度，努力使各层产油比例与储量比例相匹配。

3提高注采能力的主要对策

3.1开展水质配伍性研究，提高注水质量

通过注入水质配伍性研究表明：部分区块孔喉半径与井口注入水悬浮物粒径适配性较差或不适配。由于注入水悬浮物粒径较大，造成地层后期堵塞，孔吼受到伤害。通过对注入水质标准进行升级，满足油藏开发需求。如滨A区块水质配伍性研究表明：（1）孔喉小，水质不达标;（2）粘土矿物成份较高，具较强的水敏伤害;（3）注入水与储层流体配伍，不会发生结垢伤害。通过配套精细过滤装置、防膨工艺、酸化解堵工艺，区块启动压力下降7MPa，单井日增注12m3/d，区块单井日增油0.6t/d，取得了良好的效果。

3.2通过完善注采井网，提高储量控制程度

部分低渗透单元存在储层物性差异大、非均质性较强、储量动用不均衡，需要进行层系细分或层系重组;部分单元存在停产停注井多、注采井网不完善、井距较大、水驱见效慢等问题，需要通过整体注采井网完善、井网加密或适配等手段进行调整。通过层系和井网整体调整和适配性配伍，完善注采井网、协调注采关系、建立有效驱替，提高单元注采能力。针对高丰度的一般低渗透油藏，主要通过细分层系调整、小井距加密注水来提高储量控制和动用程度。针对中低丰度的一般低渗透油藏，主要通过井网适配注水、仿水平井开发来提高储量控制和动用程度。

3.3通过优化配套工艺，提高注采能力

针对低渗透油藏“注不进、采不出”的开发难题，通过不断优化适应油藏特征的配套工艺，提升注采能力。创新复合分层压裂工艺，均衡改造储层。针对长井段、大跨度低渗油藏，以实现层间均衡改造为目标，根据油层跨度、应力，兼顾隔层厚度、储层物性等因素，开展攻关试验，创新复合分层压裂工艺，满足了长井段井的储层均衡改造需求。针对井段长、分段多、并且存在较大应力差异的井，实施机械分层+投球分层工艺，最大实施了分三层压裂;针对井段长、分段多、应力差异较小的井，实施机械分层+限流分层工艺，最大实施了分五层压裂。配套低伤害压裂液体系，减少低渗储层伤害。低渗透单元泥质、粘土矿物含量高，避免压裂液进入地层后，引起粘土矿物膨胀、分散、运移、堵塞，造成的渗透率伤害，优选复合防膨剂，提高防膨效果，加强储层保护。低渗透单元因储层水锁造成的伤害。优选防水锁剂，减小压裂液对储层的伤害。

3.4集成完善解堵体系，提高有效注水

室内研究表明：滨南油田欠注的原因除储层物性差外，主要是近井地带残余油、及注入水中悬浮物和乳化油产生的堵塞。储层本身的低孔低渗是造成水井注水压力高、注水困难的关键因素，注水中的乳化油的堵塞是影响注水的主要因素;注水中悬浮物堵塞是影响欠注的另一因素。针对不同欠注原因和堵塞特点，结合不同油藏的特点，配套了4种解堵体系，提高酸化解堵的针对性和有效性。针对因悬浮物、结垢堵塞、泥浆污染、作业污染等造成的近井地带堵塞，采用常规土酸酸化体系。针对因深部污染、结垢堵塞等造成的储层深部堵塞，采用深部缓速酸体系。针对因泥质含量较高（25-50%）造成的粘土膨胀堵塞，采用缩膨防膨体系。针对因残余油含量高、注水压力高造成的堵塞，采用降压增注体系。

3.5强化注水系统管理，确保注入水质合格

注水系统实施节点预治理模式，保障源头、沿程、井口水质稳定、达标，水质不断满足油藏开发需求。根据污水站水性特点、工艺流程、沿程节点，制定水质检测节点，优化每个污水站的流程节点指标数据标准、药剂投加方案，及早在污水站内前端节点水质变化时，运行节点指标变化预案，在沿程水质未发生改变以前解决问题，确保外输水质稳定达标。

结论

低渗透油藏综合含水低、动用程度低、生产成本低，是低油价下提质增效的主阵地。注采能力较低，又制约着高效稳产开发。要提高低渗油藏注采能力，要从精细油藏描述、储层压裂改造、后期酸化解堵、注水系统压力和水质配伍等各个方面入手，涵盖了油藏、工程、工艺等多学科部门，是一项综合性的工程。

参考文献：

[1]李丙贤。关于低渗油藏注水水质指标的探讨[J].石油工业技术监督，2017，33（12）：63-64.

[2]吴锋，李晓平。注水水质对低渗油藏注采井开发指标的影响[J].西部探矿工程，2016（12）：90-92.