压驱注水技术在复杂断块油藏中的应用

◇中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院 陈立

近年来随着注水开发的不断深入，油田面临着注水压力高，注水量低于配注量；压裂缝易水窜，注入水无效循环，存水率明显下降；受储层物性差、砂体连通性差等影响，增注有效期短等问题。亟需实施强化注水，补充地层能量，提高水驱采收率。通过国内油田针对低渗透、特低渗透油藏开展的一系列技术攻关及实践，评价压驱注水技术对复杂断块油藏的适应性，配合注入参数的优化研究，使得油田面临的注水问题得到一定程度上的解决，同时由于压驱注水技术的优势，能够扩大水驱波及体积，提高驱油效率，从而提高水驱采收率。目前压驱注水技术已在现场实施并取得初步成果。

当前老油田注水开发面临的主要问题有：储层物性差，注水压力高，注水量低于配注量；压裂缝易水窜，注入水低效无效循环，存水率明显下降；受储层物性差、砂体连通性差等影响，增注有效期短，酸化、酸压及复合降压增注措施平均有效期只有112天，增压增注措施有效期在45～366天之间，整体来看增注措施效果较差。出现问题的注水单元压力水平较低、提液困难，注水驱替倍数均低于1，这与开发效果较好的油藏具有较大的差距。通过注水调查，5800万吨的储量可实施强化注水提升地层能量。这部分储量集中在复杂断块油藏中，因此有必要开展复杂断块油藏强化注水、提升油藏能量的技术研究，使得这部分潜力得到充分动用。

压驱注水技术凭借它大幅增注、快速增能、扩波及提效率等优势成为了低渗透油藏开发中快速补充能量、提高储层水驱动用、提高采油速度的有效手段。这里的压驱注水技术与传统意义上的压驱技术有一定的区别，它指的是通过超高压快速注入水或加表活剂的水，短时间内提高近井地带地层能量，在渗吸作用下提高整个井组地层能量，提高生产压差及油井产能；同时提高波及系数和驱油效率，进而提高油藏采收率的开发技术。大庆油田开展单井撬装压驱注入，快速补充地层能量，实施后注入压力提高，单井注水量大幅提高，吸水层数明显增加，吸水剖面得到改善，井组增油效果明显；西部三塘湖盆地马中致密油藏开展大液量注入、提高地层能量增产实践，利用压裂设备，大量注入水，白天注水，晚上停注，脉冲式循环注入，提高地层能量，改善开发效果；胜利油田在渤南开展压驱注水试验，日注水量从注不进上升到1400方，两轮累计注水5.1万方，对应油井见效明显，增油显著。因此，有必要对该技术在江苏油田复杂断块油藏中的适应性进行研究。

1 压驱注水技术的机理研究

压驱注水技术具体表现形式：能够实现注水井大量注入、快速增能；水井大量注入后焖井，注入水能够有效扩散，同时大规模的渗吸置换；油井见效，且各注采方向暂未发生水淹，波及相对较好。目前压驱注水技术的机理主要有裂缝增渗、高压促吸、渗吸采油以及建立有效驱替。

裂缝增渗主要表现在超过破裂压力条件下注水[1]，岩石应力增加，易形成大量的裂缝，通过基质岩心实验，渗透率为18.5mD，当应力差达到28MPa时，产生裂缝，注入流量大幅度提高，从10m3/min提升到20m3/min。

图1 基质岩心破裂过程曲线

由于大液量快速注水条件下，天然裂缝开启，温度效应诱发大量微裂缝。当地层存在天然裂缝时，随着注入水不断进入，压力达到天然裂缝开启压力时，原本闭合的天然裂缝会重新张开，注入水可以冷却地层岩石，温度效应改变天然裂缝周围的应力分布，从而诱发大量微细缝。同时，高压水进入微裂缝后，可以进一步拓展微裂缝宽度，裂缝渗透率明显增大。

高压促吸主要表现在压驱注水制造高压力场，促进小孔隙低渗带吸水，改变了常规压差下的油水运动规律，减弱了非均质性的影响，提高了波及系数及驱油效率。注入水粘度很低，更容易渗滤进入岩石基质孔隙中，孔隙压力不断增加，连通的孔隙和喉道数增加，孔隙和喉道尺寸变大，地层孔隙度和渗透率会有较大提高。在不同驱替压力梯度油水相渗实验中，随着驱替压力梯度或渗流速度增大，共渗点左移，出现润湿反转现象，水相相对渗透率增大（图2）。

图2 不同驱替压力梯度油水相渗曲线

渗吸采油其主要开发机理是在毛细管压力作用下基质孔隙与裂缝、基质小孔隙与大孔隙之间的流体交换。由于常规压裂仅在井筒附近产生有限的裂缝，注水开发时，渗吸作用弱，流体交换速度慢，渗吸采油量低，渗吸采油在油田开发中只起到从属和辅助作用。在井筒附近较大范围内形成复杂裂缝后，基质与裂缝之间的接触面积大幅度增加，两者之间的流体交换速度和数量发生了质变，渗吸作用急剧加强[2]。

建立有效驱替主要表现在大压差大排量减小了注采距离，使得老油田在固定注采井距下能建立有效的注采驱替，提高水驱波及体积[3]。

2 复杂断块油藏压驱注水适应性研究

2.1 压驱注水适应的油藏类型

根据压驱注水技术拥有的大幅快速增注、油井增产、扩大波及、提高驱油效率等优势，不同类型油藏均可以利用其特点解决开发难题。

低渗透油藏利用压驱注水技术可以解决水井注不进、地层亏空大、油井液量低、注采波及差等难题；稠油油藏利用压驱注水技术可以解决降粘剂注入难、降粘剂波及差、油井产能低等难题；断块油藏利用压驱注水技术可以解决封闭断块能量低、能量补充周期长、剩余油富集缓慢等难题；二氧化碳驱油藏利用压驱注水技术可以解决老区能量亏空大、注气恢复成本高、达到混相压力难等难题。

针对复杂断块油藏进行了压驱可行性分析：①小断块油藏或断块油藏边部需要注意断层封闭性，防止注入水沿断层流失；②断块油藏内部都能适应，优先选择高压欠注或注不进，压力水平低，水窜较少的井组；③油层数较多的断块需要根据吸水剖面选择性压驱部分油层，避免注入水沿高渗透层突进，中低渗透层动用较少；④非均质性较强的断块易水窜，波及体积较小，适应性较差，需结合井网选择性调堵。

2.2 选井选层条件

综合复杂断块油藏地质特征及现场应用，考虑以下三个方面的因素。

（1）地面条件：压驱注水需要高压注入，因此地面设备需要满足；同时水源要充足，以便于前期大排量注入；工程配套相对简单，节约成本，利于大规模推广。

（2）井筒条件：高压注入对井筒要求比较高，不能有套损，否则会对套管造成较大的损坏；固井质量合格且无管外窜，防止注入水窜入其他层，目的层得不到能量补充。

（3）油藏条件：首先考虑能量不足、采出程度低、油水井静态对应关系好、高压欠注或注不进的井组；其次考虑到断块的封闭性，在平面和纵向上需要距离断层有一定的距离；最后考虑该断块平面非均质性，结合裂缝监测及生产动态数据，初步判断压驱裂缝的延展方向是否与井网匹配，若油井在裂缝水窜方向上，需结合调堵尽可能扩大水驱波及体积。

2.3 注入参数优化

（1）注入量的优化：结合地层亏空体积，根据压裂监测资料，确定椭球体的水驱半径，利用物质平衡法设计注入量，水驱前缘不应超过油井井距。先按照驱替半径r=0.2R、0.4R设计两个阶段的注入量，根据注入井组的动态变化，在第二阶段注入完毕后，若井组有见效特征且压力未达上限值（20MPa），则分周期逐级追加注入，每级追加注入量为0.1R的注水量，若追加注入后对应油井动态变化不大，则停止注入，开始焖井。

（2）注入排量的优化：根据压驱注水裂缝增渗机理研究，结合注采对应、井距等，采取变排量设计：先大排量注入造主裂缝，然后控制排量造微裂缝，形成复杂缝网，以控制水线推进速度，提高水驱体积。在非均质性较强的油藏，控制排量高压注入造微裂缝，逐步提高排量，扩大水驱波及。

（3）开井时机的优化：通过岩心焖井渗吸实验结果表明，焖井时间达到24天后剩余油饱和度基本稳定。因此开井时机首先初步制定焖井时间30天[4]，观察井口压力是否稳定，稳定时说明注入水已扩散停止；再试抽，监测排出液氯根是否稳定，若稳定，则说明注入水和地层流体已实现置换，恢复正常生产。为了最大限度的利用地层能量，兼顾放大生产压差引效，优化开井顺序为先开未明显见效井，后开明显见效井，逐井启机，观察油井产量和液面变化。

3 现场实施效果分析

在对压驱注水技术有了初步认识的基础上，结合江苏油田复杂断块油藏目前存在的井网井距固定、高压欠注、能量补充慢等问题，开展了压驱注水试验，取得了一定的效果，也明确了进一步研究的方向。

现场实施压驱注水试验井组8个，累计注水22万方。增油井组5个，累计注水13.6万方，最高日增油12.6t/d，目前日增油5t，累计增油969t（表1）。

表1 压驱试验井组增油效果统计

通过现场试验反映出以下几个问题。

（1）大部分复杂断块油藏非均质性较强、渗透率较低，油井为了得到有效动用，前期都进行过压裂改造。压驱注水试验时，大量的水沿着原先压裂产生的主裂缝快速水窜，通过裂缝方向上的油井封堵可以起到了扩大波及的作用，其他方向上的油井注水见效甚至水窜。

G20-12井组注水压力高，注水井G20-12井均经过酸压等增注改造，仍然注不进，对应油井普遍能量较低。压驱注水后，日注水量提高到800方，累计注水7000方。压裂缝方向上的G20-13井封堵水窜油层，2天后见效，但其后的二线油井不见效。其他方向原先注水不见效的油井均见效，其中井距最近的CG7-26a井4天后见效，井组油井均呈现出压力突升的现象。

（2）江苏油田复杂断块油藏普遍具有“小而散”的特点，注水井距离断层较近，注入水在高压大排量下容易沿着断层流失，达不到补充目的层能量的效果。

H54井组目的层砂体发育、连通性较好，注水不见效，累注水量不高，平面上距离附近断层200m，纵向上距离断层36m，在压驱过程中，存在压力突降现象，分析认为断层不再封闭，注入水未能注入目的层。

（3）压驱注水过程中裂缝开启关闭的界限不清楚，需进一步研究。油井出现了水窜后放压，水井继续相同压力相同排量注入，油井压力却不再上升，说明原先裂缝水窜通道关闭。

G20井组压驱注水前已累注3.35万方，累计注采比1.05，周围油井均不见效，低产低液，压驱注水后，油井液面响应不明显，压驱注入0.89万方后，二线油井见效明显，套管自喷，停注，待油井放喷泄压后再次注入，油井压力不再上升，说明裂缝关闭，水驱方向发生改变，水驱波及体积扩大。

（4）复杂断块油藏油层多而薄，吸水剖面不均匀，压驱注入后能改善吸水剖面，同时由于压裂裂缝方向与井网相匹配，侧向油井见效明显。

Z100井组压驱注水前高压欠注，整体动用较差，压驱注水后，原先不吸水的油层开始吸水，对应油井z35-20不在压裂裂缝方向上，套压缓慢上升，油井开抽，产液量上升，含水大幅度下降，日增油8吨，累增油已超过500吨。

（5）注入排量的设计对压驱注水的效果影响比较大。排量大了不易形成次生裂缝。

H59-1井组设计注入排量1.2m3/min，累计注入4.4万方水，二线油井出现水窜，套压上升至9MPa，水窜方向两侧的一线油井液面上升幅度较大，其他一线油井呈现液面小幅度上升的现象，说明大排量下注入水沿主裂缝水窜，次生裂缝形成较少，水驱波及体积较小。

4 结论与建议

通过理论研究以及对8个压驱注水试验井组的效果分析，得出以下几点结论与建议。

（1）压驱注水技术确实能够实现快速增能、油井增产、扩大波及、提高驱油效率等作用，但复杂断块油藏各个断块的主导因素差异较大，单一模式的压驱注水技术不能很好地适应，需要配套其他监测及调堵技术。

（2）优先选择初期产油量高，采出程度低且累注水量低的区块，能充分利用压驱注水的特性提高油藏采收率；对于累注水量高但注水效果差的区块，慎重使用该注水方式，会造成无效注水增多，经济效益较差。

（3）压裂裂缝方向上的油井选择性封堵，可防止水线突进，均衡水驱，提高波及体积；结合井网，油井避开注入井压裂裂缝方向，实现侧向压驱，同时油井提液引效，增油效果较好。

（4）压驱注水井距离断层要有一定的距离，且考虑断层的封闭性。

（5）初期造缝阶段注入排量要大，后续排量要小，以形成次生裂缝为主，扩大水驱波及体积。