山156区水平井高含水区轮注、轮采试验实践与应用

尚教辉，余永进，程国栋，郭文杰，刘军锋，唐梅

(中石油长庆油田分公司第二采油厂，甘肃 庆阳 745000)

山156区水平井高含水区轮注、轮采试验实践与应用

尚教辉，余永进，程国栋，郭文杰，刘军锋，唐梅

(中石油长庆油田分公司第二采油厂，甘肃 庆阳 745000)

山156区长6油层组油藏裂缝发育，开发过程中区内51口水平井均已见水且方向复杂多变，目前采出程度仅为0.6%，含水率已达70.0%，整体表现出低采出程度高含水特征。为了有效扩大注水波及体积，使注入水进入基质系统较深的孔喉中，在该区开展轮注、轮采矿场试验，优化采油、注水周期及生产参数。结果表明，轮注、轮采能改善该区吸水状况，平均水驱动用程度增加3.1%，综合含水率由78.9%下降至61.3%，周期增油率为10.1%，降水率为17.6%，预计年提高采收率1.0%。

山156区；水平井；裂缝油藏；矿场试验；轮注；轮采

1 油藏基本情况

1.1 地质特征

华庆油田山156区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡南部，主要受东北物源控制，该区长6油层组属半深湖-深湖相沉积，砂体基本上呈北东-南西向展布，规模大且分布稳定，沿河道方向砂体连续性好[1,2]。区内砂体孔隙度为11.8%～13.7%，渗透率为0.32～0.55mD，属于低孔、特低渗储层[3]。通过五敏试验，其储层敏感性为弱速敏、弱水敏、弱盐敏、弱碱敏及中等-极强酸敏，酸化改造容易造成储层伤害[4]。结合自吸法润湿性试验与相渗曲线等渗点法数据结果，山156井区长6油层组储层在矿物成份、含油饱和度和地层水性质上均呈现出一定的非均质性，总体表现为亲水性。

1.2 见水现状

山156区51口水平井目前综合含水率为70.0%，共有见水井51口，见水率达100%，其中见地层水20口，占水平井总数的39%，集中分布在油藏边部，综合含水率68.0%；见注入水31口，占水平井总数的61%，集中分布在油藏中部，综合含水率72.4%。通过山156区相渗曲线特征分析，该区等渗点为51.5%，处于含水快速上升期。

1.3 开发矛盾

水平井见水方向复杂多变，注采调整判断难度大，控水效果不够理想。按照采出程度和含水关系，区块含水率70%，采出程度应达到8%，目前仅为0.6%，整体表现出为低采出程度高含水。针对含水上升与能量补充的矛盾，对注采敏感区实施周期注水，同时按照“集中、连片、循环”的思路，近三年，重点在油藏裂缝发育区实施25口井次的堵水调剖，从实施效果来看，虽然能够一定程度减缓含水上升，但投入较高，有效期普遍不长，无法从根本上实现降水增油目的。

2 技术原理

针对常规注采条件下注水已经发生水窜，基质原油被水封，油井含水上升快，水驱波及体积小，扫油面积小，裂缝与基质之间的渗流、渗吸难以实现等矛盾，开展轮注、轮采试验，原理如下。

1)水井注水、油井停井 有效提高地层压力，补充地层能量，油井停井后注采压差减小，阻止注入水沿裂缝方向快速水窜，在注水压力和毛细管压力的双重作用下，提高注入水波及体积。

2)油、水井同时停井、闷井 高压裂缝中的水和低压基质中的油相互渗吸，储层内油水饱和度重新分布，地层压力逐步实现平衡，为下一步原油的流动采出夯实能量基础。

3)油井采油、水井停井 裂缝内压力快速下降，形成高压基质和低压裂缝之间的渗吸，同时随着井筒内液面上升，近井地带压力逐渐上升，高于油藏饱和压力，减少了贾敏效应，提高了渗流速度。

3 矿场实践

3.1 选井依据

2016年在山156区油藏南部，选取见注入水且高含水(综合含水率78.9%)、低采油速度(0.10%)的7口水平井及13口配套注水井开展轮注、轮采矿场试验。为确保生产平稳并对比不同周期试验效果,分东、西两区实施，西区油井3口、配套水井6口；东区油井4口、配套水井7口。东区滞后西区半个周期循环实施。

3.2 停井周期确定

图1 关井时间与动液面关系图

图2 闷井时间与单井产能关系图

图3 周期注水量与单井产能关系图

图4 开井周期与产能恢复率关系图

在山156区南部试验区，按照上述控制原则，优选山平9-5井、山平9-6井、山平8-8井、山平10-6井进行液面恢复，每天测试恢复情况。通过恢复结果发现，随着关井时间变长，液面恢复速度逐渐缓慢，当关井7d时，液面恢复速度较为平稳，因此油井关井期确定为7d(图1)。

3.3 闷井周期确定

在周期注水量为1850m3，关井周期为7d的情况下，通过对比不同闷井时间，确定油井单井产能变化。通过模拟发现，该区闷井时间在4d时单井产能较高，后期随着闷井时间增加单井产量上升幅度变小，因此确定闷井时间为4d(图2)。

3.4 周期注水量确定

通过分析、确定高含水井主产层的强水洗方向，对其注水量实施上调，改变液流方向，挖掘平面剩余油。通过模拟，试验了不同周期的注水量( 1100、1250、1400、1550、1700、1850、2000m3)下，7口水平井的平均日产油量，可以看出，随着单周期注入量的增加，日产油量逐渐增加，当周期注入量达到1850m3时，日产油量变化幅度趋于平缓，如图3所示。因此最佳的周期注入量应是1850m3。

3.5 开井周期确定

通过上述模拟试验，水平井周期停产时间应为11d(注水7d+闷井4d)。对比不同开井时间的油井产能恢复率可知，随着开井周期不断延长，水平井单井产能恢复率不断增加，控水稳油效果变好，由最初的50.8%上升至110.1%(图4)，综合含水率由78.9%下降至61.3%。当开井周期达到20d时，周期增油率为10.1%，降水率为17.6%。随着开井周期延长，产能恢复率变化较小，因此开井时间选取20d为宜。

3.6 配套监测

为了更好落实试验效果，采取统一计量方式，保证水平井冲次5次以上运行，并定期单量标定功计系数，保证计量准确及可对比性，试验初期每天监控数字化功图、液面、含水变化及压力变化，及时上报并进行相应参数调整，为试验效果分析提供配套监测资料保障。

4 效果评价

4.1 注水状况

1)改善吸水剖面 通过对比轮注、轮采前后同位素吸水剖面测试结果发现，在实施轮注、轮采后，吸水厚度有所增加，平均水驱动用程度增加3.1%，且吸水量呈均匀分布。

2)降低注水压力 轮注、轮采前12口注水井平均注入压力13.8MPa，轮注、轮采后注水压力下降至10.5MPa，缓解部分井注入难的问题。

4.2 生产状况

1)有效控水 山156区南轮注、轮采区通过参数优化，从一个周期来看，实施效果较好，平均日减少水量348m3，单井日减少水量11.2m3，综合含水率由78.9%下降至61.3%。

2)适度增油 从周期产能恢复率来看，周期内产能恢复率上升至110.1%，平均单井周期增油率10.1%，根据含水与采出程度关系，预计年采收率可提高1.0%。

5 结论

1)轮注、轮采有效避免了注入水沿裂缝向生产井窜进，注采不同步产生的压力扰动有利于注入水进入基质系统较深的孔喉中，扩大了波及体积，关井使得裂缝与基质的渗吸交换作用进行得更充分。

2)通过对比轮注、轮采前后同位素吸水剖面测试结果，实施后吸水厚度有所增加，平均水驱动用程度增加3.1%，且吸水量呈均匀分布。

3)山156区轮注、轮采试验阶段整体效果较好，周期内产能恢复率由102.9%上升至110.1%，含水率由78.9%下降至61.3%，日增油量1.0t，日减少水量11.2m3，采收率提高1.0%。

[1]任大忠，孙卫，董凤娟，等.鄂尔多斯盆地华庆油田长81储层可动流体赋存特征及影响因素[J].地质与勘探，2015,51(4)：797～804.

[2]任大忠，孙卫，赵继勇，等.鄂尔多斯盆地岩性油藏微观水驱油特征及影响因素[J].中国矿业大学学报(自然科学版)，2015,44(6)：1043～1051.

[3]王晗.鄂尔多斯盆地山156井区长6油层组致密油储层特征研究[D].西安：西安石油大学，2014.

[4]马华，肖华，秦勇，等. 华庆油田山156区水平井开发影响因素研究[J]. 中国石油和化工标准与质量,2013,33(7下)：173.

[编辑] 邓磊

2016-10-10

尚教辉(1986-)，男，硕士，工程师，现主要从事油田开发工作，shangjh_cq@petrochina.com.cn。

TE357

A

1673-1409(2017)3-0058-03

[引著格式]尚教辉，余永进，程国栋，等.山156区水平井高含水区轮注、轮采试验实践与应用[J].长江大学学报(自科版), 2017,14(3):58～60.