注水开发油藏稳油控水技术研究

摘要：受地质特征复杂、储层非均质性严重及地下流体运移规律认识不清等因素影响，J区块注水开发中过程中水窜严重，注入水利用率低，驱油效果差。为提高水驱油效率，控制含水上升速度，开展稳油控水技术研究，即在地质体重新认识基础上，明确剩余油分布规律，指导注采系统优化调整，取得较好效果，日增油量118.5吨，阶段累增油4.0万吨，提高采收率0.59%，低油价下实现提质增效目的。

关键词：注水油藏;稳油控水;技术研究

1.概况

J区块为复杂断块边底水稀油油藏，构造形态为4条北东向主断层与多条北西方向次级断层形成复杂构造，平面上分布多个背斜构造，圈闭高度100～200m，上报含油面积2.45平方公里，石油地质储量675.6万吨，储层呈现中孔中渗特征，平均孔隙度20.5%，渗透率125.5mD，储层非均质性强，渗透率变异系统0.88，采用注水开发，调整前油井125口，开井108口，注水井30口，日注水量1000吨，日产液量1520吨，日产油量155吨，综合含水89.8%，采油速度0.84%，采出程度19.3%，累注采比0.95，剩余可采储量14.8万吨。

2.开发中存在的问题

J区块处于注水开发中后期，生产特征呈现“两高一低”特点，即高采出程度、高液量、高含水、低产油量“，可采储量采出程度89.7%，平均单井日产液14.1吨，日产油1.4吨，综合含水大于90%油井井数88口，占开井数81.5%，稳油控水难度大，主要原因有三方面：

一是受地质特征复杂、断层发育以及砂体发育连续性差等因素影响，区块采用不规则点状注采井网实施注水开发，注采系统完善程度差，有注无采、有采无注现象严重。

二是注入水水窜严重，水驱效率低。J区块属于扇三角洲沉积体系，河道多期变化，平面上沉积微相变化快，不同沉积微相注水受效状况差异大，其中水下分流河道微相储层物性好，油井注水受效速度快，易水窜，注采井间形成无效循环水窜通道，注水入利用率低;纵向上各套小层储层非均质性强，吸水严重不均，高渗层强吸水，导致对应层位油井水淹严重。

三是剩余油分布规律认识不清。J区块为边底水油藏，水体能量充足，随着采出程度提高，地层水逐步侵入，油水界面上升，油井水淹严重，加上注入水窜影响，剩余油高度分散，难以精細刻画分布规律。

3.技术对策优化研究

3.1井震结合，重新认识地质体

综合运用钻井、录井、测井等资料，在标志层指引下，根据地层沉积旋回性、岩性特征、隔夹层特征等，以单井为中心，逐步开展井间地层地比及小层划分，明确各层分层数据及断点深度等，为构造解释提供依据。

为有效指导层位标定，各断块选取2-3口井进行人工合成地震记录，确定各砂岩组反射特征，追踪同向轴变化特征，若存在分叉、错乱、重叠等现象，表明存在断层可能性，再结合地层对比结果，确定断层发育状况，进而实现构造精细解释。

在构造落实基础上，按“由已知推未知”思路，根据完钻井砂体厚度，结合同向轴、波阻抗等反射特征，刻画井间砂体、井控程度低区域砂体发育情况，明确砂体尖灭线位置，为开发调整及井位部署奠定基础。

3.2 动静结合，刻画剩余油分布状况

在地质体落实基础上，根据构造低部位油井生产动态反应，结合其它参数分析，如见水时间、水侵方向、射孔井段垂深、水性数据等，综合判断边水侵入范围及底水锥进高度等，刻画油水界面位置，明确剩余油分布状况。

对于注入水水淹范围，主要根据动态监测资料，如吸水剖面、产液剖面、示踪剂等，逐井组进行注水效果分析，确定平面上水窜方向、水线波及距离及纵向上水窜层位等，最终确定注采井间剩余油“甜点”区。

整体来看，平面上剩余油主要集中在注采井网欠完善区、局部构造高部位、河道间和河口坝等非主力沉积微相内，纵向上剩余油主要分布在低渗弱水层、厚层段顶部及底水锥间带。

3.3优化调整注采系统，提高水驱油效率

（1）完善注采井网，提高水驱储量控制程度

在地质体重新落实基础上，按照原有注采井网，实施油井转注12口，老井侧钻5井次，完善局部注采井网，同时实施调补层、堵水上返等措施15井次，完善注采对应关系，新增水驱控制储量65万吨，日增注水量320吨，日增油47吨，阶段累增油1.65万吨。

（2）建立细分注水标准，指导注水井段调整

针对储层非均质性严重导致吸水不均问题，根据吸水剖面、产液剖面等测试资料，建立注水井段细分标准，即各注水井组内小层数低于5层，渗透率变异系数小于0.5，突进系数和极差小于2，注水井段厚度小于10m，层间压力系数差值在±0.2之内。

按照上述标准，实施注水井组重组和细分注水15井次，控制强水层25个，强化弱吸水层10个，新增吸水层22个，增加水驱动用程度20.2万吨，新增注水受效井8口，日增油13吨，阶段累增油0.45万吨。

（3）优化注水方式，控制含水上升速度

根据剩余油分布规律，优化调整注水方式，一是对构造低部位油井转注，抑制底水锥进速度，共转注老井3口，6口油井含水平均下降8～12%;二是采用周期注水和异步注采，控制水窜井组含水上升速度，实施10个注水井组，平均单井组含水下降6～8%;三是开展测井解释二次评价，建立油层下限标准，重新认识油水层，实施“水中找油”调补层6井次、“干层挖油”4井次，进一步完善注采对应关系，减缓平面水线推进速度，提高注入水波及体积。通过优化注水方式，区块综合含水下降8个百分点，日增油58.5吨，累增油1.9万吨。

4.总体效果

在上述技术对策指导下，J区块注水开发效果得到改善，日产油量由调整前155吨上升至273.5吨，采油速度提高0.64%，年含水上升率控制在0.8%以内，阶段累增油4.0万吨，提高采收率0.59%，稳油控水效果显著，低油价下实现降本增效目的。

5.结论

本文针对J区块注水开发中存在注采系统欠完善、水窜严重以及剩余油分布规律认识不清等问题，开展稳油控水技术研究，现场应用效果显著，日增油量88.5吨，阶段累增油3.7万吨，提高采收率0.55%，可为其它油藏提供借鉴经验。

参考文献：

[1]李海方.利用细分注水调整方法有效改善油田开发效果[J].内蒙古石油化工.2010（12）.

[2]马宝鹏.石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施[J].石化技术，2018（09）.

作者简介：

孙欣然，女，1989年6月出生吉林省松原市，汉族，助理工程师，2016年毕业于东北石油大学，现于吉林油田乾安采油厂地质所从事油田开发方案研究。