强储层非均质性高含水井组立体挖潜方法及实施效果

卢轶宽，王 伟，闫 寒，王 辉，吴 卓，万禧煌，付立群

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

1 井组情况及存在问题

渤海A油田属复杂断块油藏[1]，于2009年投产，生产层位为浅层明化镇组，埋深-1 100～-1 400 m，采用不规则井网注水开发。3M砂体是油田的主力砂体，平面分布稳定，隔夹层发育，设计1注3采共计4口开发井，见图1。

注水井S8在3M砂体共计射开5套含油小层，小层厚度范围0.3～12.9 m，渗透率范围31.8～971.4 mD，储层非均质性强[2-3]，层间渗透率极差大。井组日产液973 m3，综合含水78.5%，日产油209 m3，运行效率较低。

2 挖潜方法

考虑油井端提液量及生产压差已接近出砂极限，不具备进一步释放产能的条件，为扭转井组低效运行的局面，渤海A油田决定从注水端开展挖潜工作。具体做法是：以油藏工程理论为指导寻找剩余油，以生产测试资料为依据证实理论推测，并最终借助调剖手段达到改善水驱效果的目的。

2.1 层间剩余油富集的理论描述

设储层与水平方向成角度α，一端为注水端，另一端为产油端，根据达西定律，油水两相运动方程分别为：

式中：qo为油的体积流量；qw为水的体积流量；K为岩石的绝对渗透率；Kro为油的相对渗透率；Krw为水的相对渗透率；μo、μw为油、水的粘度；A为油层横截面积；Po、Pw为油相、水相的压力；ρo、ρw为油、水的密度；α为储层与水平面的夹角。

设出口端总的体积流量qt为：

式中：fw为产油端的出口含水率；λo为油相黏度；λw为水相黏度；Δρ＝ρw-ρo，即水相密度和油相密度之差。

当忽略毛管力且驱替方向为水平，即α＝0时，则：

上式表明，fw是油、水相对渗透率的函数，而相对渗透率又是含水饱和度的函数，则有：

式中，XSw为驱替前缘的位置；φ为小层孔隙度；Sw为驱替前缘含水饱和度。

综上则有：对定向注水井组，如果其他参数都一致，那么小层吸水量越大，水驱前缘移动速度越快，水质点也会越快到达生产井底。同时，因为水的黏度比油的黏度小得多，所以由水先占据的流动通道的渗流阻力越来越小，导致降低了其他小层的水驱效果，进而形成层间剩余油富集[4]。

2.2 层间剩余油富集的实际情况

2015—2019年，注水井S8井共计实施了4次吸水剖面测试，小层吸水量解释成果汇总如表1。

由表1可知，S8井存在吸水剖面严重不均的情况，且吸入量主要集中在第5小层。其中，测点斜深2 038.0～2 040.3 m为第5小层的主要吸水层段，其余上部测点位置不吸水或吸入量较少。

表1 S8井历次吸水剖面测试结果汇总表Tab.1 Summary of test results of previous water absorption profile of Well S8

针对上述吸水特征，落实产出端的响应情况，选取高采液强度的定向井S4进行含水饱和度测试。测试结果表明，S8井强吸水层段对应S4井端，含水饱和度高达80%，不吸或少吸水层段对应S4井端，含水饱和度较低，为40%～65%，见图2。

通过生产测试资料可以明确，S8井组存在纵向储量动用不均的情况，且注、采端剖面特征一致，即吸水量多的层位，与之对应的生产端含水饱和度高、驱油效率[5]高，反之亦然。

2.3 挖潜方法及实施效果

为改善水驱效果，提高注入水波及面积，渤海A油田选用S8井组使用复合氮气泡沫调剖体系改善吸水剖面。基于氮气泡沫遇水稳定、遇油消泡的特点，可以实现选择性封堵。凝胶具有良好的成胶强度，能够有效封堵大孔道。微球吸水膨胀后可以和起泡剂形成非均相二元复合驱，实现油藏深部的高效驱油。

上述方案实施后，S8井吸水剖面显著改善，下部主力吸水层位的相对吸水量由措施前的70%下降为24%。且3口生产井均不同程度受效，井组平均含水降幅16.5%，日增油163 m3，见表2。

表2 挖潜前后效果对比表Tab.2 Comparison of effects before and after tapping potential

3 结 论

渤海A油田S8井组层间剩余油实际富集情况与油藏工程理论相符。氮气泡沫调剖技术能有效改善S8井组层间吸水不均的情况，其中主力吸水层位相对吸水量可由措施实施前的70%下降至24%。■