李杰

摘要：低油價下，如何提質(zhì)提效開發(fā)，成為亟須研究的課題。館陶通過開展注采井組動態(tài)分析，以精細地質(zhì)研究、精細分層注水、差異化注采為抓手，實施精細注水戰(zhàn)略，實現(xiàn)區(qū)塊開發(fā)效益的再升級。通過強化精細注水，穩(wěn)產(chǎn)基礎明顯增強，達到提高水驅油藏注水質(zhì)量、控制自然遞減的目的。

關鍵詞：油田；館上段；合采合注井；開發(fā)效益；差異化注采

油田館上段主體含油區(qū)中部，構造簡單，河流相正韻律沉積，平均孔隙度31.1%，平均空氣滲透率2661×10-3μm2。含油面積9.8Km2，地質(zhì)儲量4980×104t。綜合含水率已達到83.7%，采油速度1.6%，采出程度20.9%，采收率29.8%。低油價下，如何提質(zhì)提效開發(fā)，成為亟須研究的課題。主體館陶中二區(qū)通過開展注采井組動態(tài)分析，以精細地質(zhì)研究、精細分層注水、差異化注采為抓手，實施精細注水戰(zhàn)略，實現(xiàn)區(qū)塊開發(fā)效益的再升級。

油田主體館陶縱向層多、層薄，平面上砂體橫向變化大，非均質(zhì)性突出，及受叢式井組布井、井網(wǎng)及井距不規(guī)則等共同影響，油藏平面、縱向水驅不均衡。本文以精細地質(zhì)研究、精細分層注水、差異化注采為抓手，實施精細注水戰(zhàn)略，達到提高水驅油藏注水質(zhì)量、控制自然遞減的目的。

1 開發(fā)中存在問題

1.1 合采合注井多，層間矛盾突出

區(qū)內(nèi)層間非均質(zhì)較為嚴重。砂層厚度級差74.3，變異系數(shù)為0.812，突進系數(shù)為4.85。平均滲透率變異系數(shù)為0.935，突進系數(shù)為5.47，級差為134.6。區(qū)塊目前采用兩套層系開發(fā)。上層系采油井單井平均射開3.0層12.8m；下層系平均單井射開2.6層12.3m。上、下層系平均滲透率級差分別為3.4、3.7，級差在5以上的區(qū)域分別占17%、22%。注水井目前普遍多層合注。受注水工藝限制，層段劃分較粗。78口水井中，二段分注井38口，占總井數(shù)的48.7%，層段內(nèi)滲透率級差4.5；三段分注井33口，占總井數(shù)的42%，滲透率級差3.4。由于層間矛盾突出，易導致注入水優(yōu)先沿厚度大、滲透性好的主力層突進，主力層水淹嚴重，油井含水主要受主力油層控制，而低滲層不能有效動用。注水井測試的142個小層中，有38個小層不吸水，占總層數(shù)的26.8%。

1.2 平面矛盾嚴重，平面注采不均衡

從平面分布來看，區(qū)內(nèi)主力小層砂體連片分布，連續(xù)性較好，非主力砂體多呈土豆狀分布。砂體滲透率、孔隙度分布受沉積微相控制，在平面上的變化，主要是由巖性、物性變化引起。在平行于主河道方向上孔隙度、滲透率變化幅度較小，在垂直于河道方向上變化較大。

從見水井的水線方向來看，主流線方向見水相對較嚴重，其見水厚度占到了總見水厚度的33.5%，非主流線、邊水及其它情況的見水厚度分別占到了總見水厚度的22.8%、20.6%和23.1%。從沉積特征來看，主河道方向見水相對較嚴重，其見水厚度占到了總見水厚度的77.7%，河道邊緣和廢棄河道的見水厚度分別占到了總見水厚度的14.8%和7.4%。平面壓降分布不均，局部區(qū)域壓降高達3.8MPa。

2 精細注水主要做法

低成本開發(fā)下，針對油藏開發(fā)中存在的問題，以“提三率”為核心，注重油藏與地質(zhì)、工藝、監(jiān)測的結合，實現(xiàn)從精細地質(zhì)研究到精細注采、精細分注到精細調(diào)配不脫節(jié)、立體化精細注水工作流程，注重抓好每個環(huán)節(jié)中的微細節(jié)點，努力夯實穩(wěn)產(chǎn)基礎，提高開發(fā)效果。

2.1 精細地質(zhì)研究，提高儲量動用率

要想把水注好，地下情況摸得越清越好。重新開展地層劃分與對比，并在此基礎上完成了主體館陶注水井的精細配注量復算工作。同時根據(jù)新地質(zhì)認識，將注采系統(tǒng)完善到精細小單砂體，對只注不采或只采不注等局部井網(wǎng)不完善小砂體進行油水井補孔，提高注采對應率。完成油水井補孔4井，補孔11層，增加動用儲量75萬噸。

2.2 精細分層注水，減小層間矛盾

為實現(xiàn)精細注水，在精細地質(zhì)研究的基礎上，對檢修注水井進行了“細分重組”。在10口檢修水井中有5口井進行了層段細分，增加注水層段18段。作業(yè)后，平均每口注水井注水層段小層數(shù)由2.1下降到1.3，層段滲透率級差由3.8下降到3.0，注水狀況得到大幅改善，對應的油井含水上升率1.0%，低于區(qū)塊整體含水上升率。

2.3 優(yōu)化注采比，提高注水利用率

根據(jù)數(shù)模研究結果，油田合理地層壓降1.5MPa左右，壓降2.5MPa。因此，注水井總的配注原則是以大于1.0的注采比恢復地層能量，同時根據(jù)不同井區(qū)壓力分析狀況，實行差異化注采調(diào)配，均衡平面層間流場。

平面上：一是對于地層壓降大于3MPa的低壓力、低含水北部井區(qū)，強化整體注水，注采比提高到1.3-1.4，盡快恢復地層能量。二是對于地層壓降為2MPa-3MPa的中部井區(qū)，注采比提高到1.3。三是對于地層壓降小于2MPa的中部井區(qū)，以改善注入、采液剖面為主，注采比設為1.2-1.3。

縱向上：一是嚴格控制動用狀況良好的高滲透層的主要見水層的注水量，增加低滲透差油層的注水量；二是對層段內(nèi)層間矛盾突出，不吸水層多，物性差，吸水能力低，但油井和水井連同好的未水淹的差油層，采取油層改造，提高差油層的儲量動用程度。

2.4 差異化調(diào)配，均衡地下流場

注采調(diào)配是以優(yōu)化井層注采調(diào)配為核心，通過調(diào)整注入產(chǎn)出參數(shù)改變地下壓力場、飽和度場，達到協(xié)調(diào)注采關系、均衡驅替的目的。對平面注采不均衡的注采井組，以變流線、降含水為方向，采取加強弱流線、控制強流線等措施；對層間動用差異大的注采井組，以強測調(diào)、放壓差為方向，采取分層測調(diào)、油井調(diào)參等措施。通過差異化，個性化調(diào)整，達到均衡流場，提高波及系數(shù)。

3 結論

通過強化精細注水，穩(wěn)產(chǎn)基礎明顯增強。2016年以來，層段合格率提高10個百分點，地層壓力回升1.0MPa，單井液量提高11.4t，區(qū)塊自然遞減率保持較低水平（3.8%），含水上升率下降1.3%（2.5%↓1.2%）。噸油運行成本保持穩(wěn)定。層段合格率由75%提高至87%， 不吸水層數(shù)由26.8%下降至調(diào)整初期50%下降到目前10.1%，存水率、水驅指數(shù)逐步增大，水驅效果得到明顯改善。

參考文獻：

[1] 王盛.精細分層注水技術研究與應用[J].中國石油和化工標準與質(zhì)量. 2014（05）