低渗透油田水驱挖潜方法的应用及效果分析——以敖南油田为例

曹荣亮

(中石油大庆油田有限责任公司第七采油厂，黑龙江 大庆 163517)

低渗透油田水驱挖潜方法的应用及效果分析
——以敖南油田为例

曹荣亮

(中石油大庆油田有限责任公司第七采油厂，黑龙江 大庆 163517)

针对敖南油田低产低效井及高含水井多、措施增油难度大、注水压力上升快及欠注井多等矛盾，提出了减少低效无效循环，合理进行产液结构及注水结构调整的方法及原则，并对注采结构优化及产液结构调整过程中水驱挖潜方法的应用及效果进行了分析与评价。随着油田开发时间的延长，合理进行注采结构优化、有效实施增产增注措施及科学引进控水增油新技术是提高低渗透油田开发效果的关键。

水驱挖潜；注采平衡；线性注水；覆膜砂压裂

敖南油田位于黑龙江省肇源县境内，东与永乐油田相连，西至新肇油田，北接葡萄花油田，南至嫩江一带。开发的主要目的层为下白垩统姚家组一段葡萄花油层葡Ⅰ组，可细分为3个砂层组，即葡Ⅰ1-5、葡Ⅰ6-9、葡Ⅰ10-11，共11个小层，油层物性差，渗透率低，2002年11月采用同步注水方式投入开发，采用300×300m的反九点法面积注水井网，原始地层压力13.0MPa，饱和压力7.0MPa。

1 水驱挖潜的方法及原则

挖潜的基本原则是合理进行产液及注水结构调整，最大限度地减少注入水的低效、无效循环，控制水驱含水上升及产量递减速度。

1.1产液结构调整的原则和方法

1)含水低于80%井 ①对含水低于40%的井重点提液。结合水井细分调整加强注水或措施增注，对层间和平面矛盾大的井采取压裂等方法，提高薄差层动用程度，提高油井产能的同时有效控制含水上升速度。②对含水在40%～80%之间的井适当提液。对沉没度大于500m的井，采取换泵或调大参进行提液；对沉没度介于300～500m之间的井，强化注水，适当提液；对沉没度小于300m的井，根据连通水井注水状况，通过方案提水及措施增注提高油井供液能力。

2)含水高于80%井 由油田进入高含水或特高含水后的开发调整实践认识到，单项措施仅仅能解决局部矛盾，而“精细挖潜，综合调整”才能改善区块整体开发效果［1］，因此，对高含水井按成因进行分类，通过“间、转、堵、捞、关”等措施，结合浅调剖，合理调整注采结构，有效控制注水、产液量增长，最大限度地减少注入水的无效循环。

1.2注水结构优化的原则和方法

敖南油田正处于含水上升阶段，高含水井层增多，层间干扰加剧，动用程度变差。为了控制含水上升速度，减缓层间矛盾，改善吸水剖面，提高动用程度，应在加强对注水井层段性质研究的基础上，根据井区含水级别的不同进行合理提控，对低含水井区，应用注水井压裂、酸化等措施提高低含水、低产液井层的注水量；对高含水井区，应用注水井浅调剖等措施控制高含水、高产液井层的注水量。

2 水驱挖潜方法的应用及效果

2.1深入研究欠注井成因，优选治理方案，提高治理效果

以改善油层吸水状况、提高储量动用程度为目的，对欠注井按不同成因进行分类，实施个性化治理。

1)注水井压裂 以清水压裂技术为手段，实施欠注井压裂5口，压裂前后对比，平均单井注水压力下降0.5MPa，日增注18.6m3。周围22口油井见效，平均单井日增液0.18t，日增油0.15t，综合含水上升0.1%，沉没度上升115.5m。

2)注水井酸化 针对注水过程中油层受到污染，吸水指数下降较快，吸水差或不吸水的注水井实施分层酸化3口井，酸化前后对比，平均单井注水压力下降2.3MPa，日增注18m3。

2.2深入研究低效无效循环体，努力降低低效无效循环，使注入水利用率进一步提高

根据油水井监测资料及动、静态资料综合分析判断低效无效循环井层，采取调剖、堵水及堵压结合等措施降低低效无效循环。一是实施了注水井浅调剖8口井11个层段。调剖后启动压力均有所上升，调剖层吸水量明显下降，部分井调剖层段内吸水层数有所增加。2010年6月对葡Ⅰ组调剖后，葡Ⅰ6-7砂层组相对吸水量下降5.21%，表明调剖剂对于纵向上差异较大的厚油层，可起到缓解层内纵向矛盾的作用；调前不吸水的葡Ⅰ31小层相对吸水量上升20.8%，说明调剖剂在解决层间矛盾上也发挥了较理想的作用。二是2009～2010年对敖南油田7口井实施了化学堵水，堵水后平均单井日产液下降0.75t,日产油增加0.14t,含水下降7.41%，有效降低了低效无效循环。

2.3实施高含水油井转注，逐步形成线性注水井网，提高水驱控制程度

砂岩油田在开发过程中，随着开发时间的延长，平面水驱的不均匀性和纵向矛盾逐渐加大，注水结构和产液结构的不合理性表现突出，必须进行综合治理，才能使开发效果进一步提高。产液结构的不合理性主要是注水结构的不合理性造成的，由于平面矛盾突出，单纯的水量调整难以满足地下形势需要，必须进行注采系统调整，不断增加新的水驱方向和水驱厚度，才能有效改善油田开发效果。在原井网的基础上，实施高含水油井转注，使连通低效油井得到治理的同时，也使转注低产低效井本身得以再利用。

1)反九点注水转线性注水渗流特点 砂岩油藏反九点注水渗流形式为平面径向流，其低渗透油藏油井产量公式为：

(1)

当注水方式由反九点转为沿裂缝注水向裂缝2侧驱油的线性注水后，渗流形式变为平面平行流动，其油井产量公式为：

(2)

式中，Q径、Q平分别为反九点注水、线性注水油井日产量，t/d；K径、K平分别为平面径向流、平面平行流综合渗透率，10-3μm2；Km、Kf分别为基质、裂缝渗透率，10-3μm2；μ为原油粘度，mPa·s；h为有效厚度，m；Re、Rw分别为供给半径和井径，m；pH、pf分别为注水井、油井流动压力，MPa；λ平、λ径分别为启动压力梯度，MPa/m；S为截面积，m2；L为排矩，m。

由式(1)和式(2)可见，由反九点注水转成线性注水其渗流方式由平面径向流转为平面平行流，裂缝由注采渗流通道变为注水坑道，流体综合渗透率由以裂缝渗透率为主变为以储层基质渗透率为主，并且注水开发中降低了油水运动的不均匀性，从而增加注水波及体积。

由反九点注水转线性注水理论和实践也表明，低渗透油藏实现有效线性注水还需要一定条件［2］。设平面径向流和平面平行流对应水井和油井井底压力分别相同，平面径向流和平面平行流有效驱动距离为：

从而：

(3)

由式(3)可知，因为λ平>λ径，所以R平

2)现场应用及效果 敖南油田2010年完成6口含水100%油井转注，使调整区油水井数比由3∶1下降到1.46∶1，连通油井新增水驱方向层段20层，水驱方向砂岩厚度34.5m，有效厚度6.6m。从连通油井看，敖296-63转注后，使敖294-63水驱方向增加，实施重复压裂后日增液2.8t，日增油2.8t，沉没度上升348m，压裂效果较好。针对现注采井网的局限性，下步还可对敖308-55、敖308-59、敖308-63实施老油井转注，实现线性注水。

2.4引入控水增油压裂技术，拓宽压裂选井界限，改善高含水层压裂效果

图1 覆膜砂支撑剂示意图 图2 油湿性孔道毛细管力方向

在油层水淹程度进一步加大，动用程度不断提高的情况下，随着压裂井数的增加，选井选层难度加大，压裂增油效果逐年变差，同时油井压裂后将会面临高产液、高含水的问题，为了有效的改善高含水层压裂效果，达到增油、控水的目的，优选了覆膜砂支撑剂(见图1)应用到油井压裂。覆膜砂是在常规压裂砂表面包覆特殊改性树脂而成［3］，具有改变表面张力和油水润湿性的功能，形成的毛细管力Pc方向与注水驱替压差ΔP方向相反，形成对水的阻力，而有利于油通过(见图2)，因此，可实现对油水流动能力的选择，具有堵水不堵油特性。通过压裂工艺将覆膜砂携至裂缝中，生产时形成一条高含油饱和带，从而降低油井采出液的含水率。

2011年敖包塔油田2口含水较高井进行了覆膜砂压裂试验。压裂前后对比，平均单井日增液3.0t，日增油1.8t，综合含水下降9.4%，沉没度上升299m。试验结果表明，覆膜砂压裂具有增油和控水的双重作用，为敖南油田高含水层压裂增油提供了新的思路。

3 结论与认识

1)对欠注井实施针对性治理，可实现注水结构优化，提高油井产能，控制含水上升速度，保持注采平衡。

2)随着开发时间的延长，裂缝发育油田平面水驱的不均匀性和纵向矛盾逐渐加大，注水结构和产液结构的不合理性表现突出，必须进行综合治理，实施老油井转注，实现线性注水能有效降低平面非均质性、增加水驱波及体积。

3)压裂是低渗透油田增产的重要措施，但随着水淹程度进一步加大，动用程度不断提高，普通压裂选井选层难度加大，压裂增油效果逐年变差等矛盾的突出，应探索适应中高含水期压裂技术，覆膜砂压裂为压裂选井选层扩展了空间，并且具有增油和控水的双重作用。

［1］徐正顺，王凤兰，张善严，等.喇萨杏油田特高含水期开发调整技术［J］. 大庆石油地质与开发，2009，28(5)：80.

［2］ 张威，梅冬，李敏，等.裂缝性低渗透油藏注采系统调整技术研究［J］.大庆石油地质与开发，2006,25(6)：43-44.

［3］ 李建国，敖立敏，吴壮坤.覆膜砂压裂改造技术在腰英台油田的应用［J］.特种油气藏，2009,16(5)：94-95.

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.07.028

TE357.6

A

1673-1409(2012)07-N083-03

2012-03-23

曹荣亮(1985-)，男，2008年大学毕业，助理工程师，现主要从事油田开发方面的研究工作。

［编辑］ 洪云飞