水驱油田水淹层识别与评价技术及其应用
王付腾
[摘 要]研究区块是一个具继承性发育的受基岩古地形控制的披覆构造稠油油藏，储层为一套河流相正韵律沉积。通过持续完善分层认识方法，结合多层段开采井实际，由前期分层差异的论证，根据渗透率级差、分层采出状况、吸水剖面、隔层发育情况，确定分层标准。纵向上将主力层间隔层发育平面差异大，对隔层发育良好，层间差异大的井组进行细分注水。将原来低成本技术优化应用，尽最大程度的发挥提液、调参、调配等低成本、无成本措施效果，大幅改善该块的开发状况。通过优化低成本措施工艺，精细油藏管理，措施有效率、增油量等生产指标均有较大程度的提高，为夯实产量奠定基础。
[关键词]水驱油藏；低成本技术；措施结构；油水联动；注水状况；经济效益
中图分类号：TM52 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）12-0318-01
研究区块属于稠油水驱油藏，含水93.5%，进入高含水期。自油价低迷以来，该块通过优化措施结构，强调油水联动，改善注水状况，在保证措施效果的同时，将措施成本控制在了低位，从而取得了较好的经济效益，实现了原油生产稳定和可持续发展。
1 油藏概况
1.1 地质概况
研究区块块是一个具继承性发育的受基岩古地形控制的披覆构造稠油油藏，储层为一套河流相正韵律沉积，主要含油层系为下馆陶组1-4砂组，含油面积9.6平方千米，地质储量1690万吨。储层物性好，孔隙度30.4%-33.1%，渗透率1713×10-3μm2，属高孔高渗储层。油层非均质较强，地面原油粘度平均6990mPa.s；油藏具有正常的压力系统，原始地层压力13.09MPa，地层温度67℃，属高温异常。
1.2 开发简况
采用反九点法注采井网投入开发，先后经历了试采、产能建设、含水上升、综合治理等阶段，逐步改排状注水井网。目前已高速开发25年，平均采油速度1.2%，是主力开发区块，也是普通稠油常规开发的代表。目前采出程度20.35%，累注采比1.12，平均动液面468m，地层压降0.5MPa。
2 存在主要问题
2.1 出砂严重，防砂措施成本高
由于储层孔隙度高，渗透率好，但储层胶结疏松，极易出砂，使得该区块防砂成为主要增产措施，平均防砂周期2.5年，目前防砂措施占总措施井次的73%。防砂工艺采用筛管砾石高压充填防砂，单井次防砂费用平均为32万元，平均占井周期8.6天，近10年防砂一次成功率为92.5%。在当前低油价的背景下，该工艺具有防砂费用高、占产时间长的问题。
2.2 分注率低，层间开发状况差异大
注水井普遍采用合注合采，由于非均质性较强，造成主力与非主力层、主力层间吸水状况差异大，注水时层间干扰严重，近3年内测吸水剖面35口井，50%主力层吸水85%以上，使注采完善的3砂组水淹范围广，非主力层水淹范围较少。
3 主要做法及效果效益
3.1 细化防砂抑砂工艺，降低防砂成本
（1）归纳分析现有对出砂井有效措施，建立适应条件数据库。
目前，主要的防砂措施有重防砂、试挤、挤防膨抑砂剂。从实际应用效果来看，三种方法各有利弊，通过单纯试挤排砂，费用最低，占井时间短（4h），但有效期最短，有效率较低，该方法适于采出程度高，含水高，防砂增油效果差的井；挤防膨抑砂剂，能够抑制粘土膨胀，通过阳离子聚合物链节将带负电荷砂粒桥接和固定，达到抑砂目的。具有措施费用相对较低，占井时间短（24h），对地层伤害小，该工艺适用于储层较厚，地层砂粒度中值小于0.3mm的油藏，出砂不严重且为粉细砂的井，具有明显作用。重防砂适用于出砂严重，且通过以上措施无法恢复产量的井。
（2）对目前出砂井进行优化分类
按照原油性质分，北区原油粘度低于南区，出砂优先选择试挤及挤抑砂剂，平面注水对应率较高，储层厚度5m以上的井，优先选择使用抑砂剂，南区及边部注采对应差的井选择重防砂。
3.2 采用多级多段分层注水，改善非主力层开发状况
为缓解层间矛盾，通过持续完善分层认识方法，结合多层段开采井实际，由前期分层差异的论证，根据渗透率级差、分层采出状况、吸水剖面、隔层发育情况，确定分层标准。纵向上将主力层间隔层发育平面差异大，对隔层发育良好，层间差异大的井组进行细分注水。目前，该块水井开井40口，分注井31口，其中两级三段的5口，单注井6口，总分注率由之前的50%提升至92.5%。
3.3 强化传统低成本措施应用
引进新技术的同时，将原来低成本技术优化应用，尽最大程度的发挥提液、调参、调配等低成本、无成本措施效果，大幅改善该块的开发状况。
（1）周期注水
受储层发育不稳定影响，局部存在注采对应较差的情况，例如：A井组通过周期性地改变注入量和采出量，在地层中造成不稳定的压力场，使流体在地层中不断地重新分布，从而使注入水在层间和平面压力差的作用下发生渗流，促进毛管吸渗作用，增大注入水波及系数及洗油效率，改善井组的开发效果。
（2）“提控”结合，均衡流场
对超过极限含水的油井采取了间开替套管油等措施，对含水相对较低，有一定剩余油潜力的井采取提液方式，通过调控结合，进一步强化油藏压力场的变化，扩大波及体积。
对应状况较好，剩余油相对富余，配合调参后的提液、控液，能够在不花成本的情况下完成增油目标，B井冲换后注水情况得到改善，对应的B井进行大泵提液，液量由之前的3t/d上升至11t/d，日增油8t/d。對应注水井进行调剖，同时由于该井Ng下21层处于非主流线，提高对应井注水量，降低该井液量，改善Ng下21层动用情况，使得该井日油由之前的3.5t/d，升至15.6t/d，日增油12.3t/d。
（2）优化配产配注，强化动态调配
加大注水调配力度，从而提高储量动用率，达到稳产、增产、提高采收率的目的。单元目前平均干压11.4MPa，单井启动压力为3.6-11.0MPa，按照单井配产配注要求和单井注水指示曲线，先后增注2口注水井，对应的16口油井中的8口油井见效明显，井组含水降低0.2%，日油水平上升12.5t/d。
4 效益评价
通过优化低成本措施工艺，精细油藏管理，措施有效率、增油量等生产指标均有较大程度的提高，为夯实产量奠定基础。2016年措施成本较去年降低30%，通过优化需要重新防砂井，改为挤抑砂剂，减少作业费用近150万元，已累增油5952t；分层注水取得良好效果，自然递减得到有效控制，由10.5%降至8%，为夯实产量奠定了基础。
参考文献
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