复杂断块油藏中高含水期水驱规律研究

贾志伟(中国石油冀东油田分公司陆上油田作业区，河北 唐山 063200)

0 引言

以往陆上油田作业区在注水开发环节，经常会出现前期采油节奏过快的情况，导致地层能量大幅度下跌，水驱速度不断提升，加剧平面矛盾与层间矛盾，即便后期采用封堵渗流通道的方法，也会因为层间压力过高或者渗透率不统一导致水驱规律不清晰，进一步增加控水稳油难度。因此亟需研究人员寻找全新的水驱研究方法，把握油藏水分布情况，实现油藏的高效开发。

1 复杂断块油藏地质情况

陆上油田作业区浅层油藏属于岩性圈闭构造，倾向北西，受北东向影响断层逐渐复杂化，区域内共计14条断层，将整体油藏分割为5个断块，而主要含油层属于馆陶类，圈闭面积大约为0.8 km2，储集岩性以粉砂岩为主，填充物则大多为高岭石，粒间孔隙度平均值为23%，渗透率平均值为181×10-3μm2，沉积韵律通常表现为复合韵律，储层平面以及层内都存在严重的非均质性，地下原油密度大约为0.5 g/cm3。

2 复杂断块油藏中高含水期水驱规律分析方法

2.1 劈分法与产吸剖面法

陆上油田作业区浅层油藏硝化甘油三层与五层、六层的中间区域发育一套隔夹层，三者压力系统具有一定的差异，在开发初期三者的开发层都是以笼统的方法完成生产，地层压力分布不均，产量逐渐下降，油藏的含水偏高。为了解决此类问题，需要优先掌握层注采情况，利用劈分法与产吸剖面法，综合考虑权重系数与KH值，进一步研究各层产注量。实际结果为：硝化甘油三层含水较低，并且注采井网尚未健全，大多以气藏为主，而硝化甘油五层、六层的注采井网相对健全，属于主力开发层，能够保证采出程度在15%左右，而剩余的油富集则属于下个阶段的挖潜主力区。

2.2 示踪剂监测法

储层本身具有非均质性的特点，导致平面水驱速度难以保持恒定，而利用示踪剂检测法可以更准确地反映注水井和周边井的连通情况，直观呈现平面水驱存在的不同之处。在同井组不同阶段的示踪剂数据，还能有效反映各注水阶段水驱速度的具体变化趋势，为后续的方案规划提供数据支持。对陆上油田作业区浅层历年的水驱速度进行统计分析可知，第一年水驱速度为1.76 m/d，而第六年水驱速度则达到2.2 m/d，呈逐年递增的趋势变化，并且硝化甘油五层与六层的渗透率系数也突破到了3.2与3.6，能够形成优势渗流通道。

2.3 参数分析法

渗透率与压力差会随着水的持续注入而逐渐发育成优势渗流通道，油井的实际含水也会进一步提升，通常来说高产能区的渗流河道经常出现发育过度的情况，对陆上油田作业区浅层断块的生产参数进行动态分析，可总结出以下三点特征：一是平面油水井的生产特征存在差异，平面油井含水高于50%，并且含水分布不均，油井比例逐年提升，不断加剧平面矛盾。根据调查统计显示，高于40%含水的油井容易出现渗流渠道发育过度的情况。当油藏开发步入高含水阶段，为了促进地层压力均衡，需要进一步提高油井液量以及注入量。二是韵律能够影响油井水淹，且复合韵律的中部区域水淹现象最为严重，陆上油田作业区浅层油藏容易受沉积韵律影响，导致层内的非均质特性进一步增强，在长时间注水开发时，注水井的层内吸收厚度会不断下降。以变化最明显的105断块为例，在注水开发过程中，层内的吸收层厚度占比持续减少，从最初的48%降到目前的14%。三是层间水驱的变化大多来自压力与渗透率的改变，当油藏开采逐渐步入后期时，水驱的矛盾也会达到峰值，近年来笼统注水井的水层不断降低，单层主吸水状况则愈演愈烈，层间矛盾愈发严重[1]。

经过上述分析可知，当层间压力差值高于5 MPa时，采油井的层间矛盾程度与受储层压力差呈正比关系，高压层会阻碍低压层的压力释放，这也是造成开发初期产生层间矛盾的直接原因。陆上油田作业区浅层天然能量相对较少，硝化甘油三层属于气顶能量区，随着开采的不断深入，地层的压力变化幅度越来越高，在开采后期硝化甘油六层与五层需要实现变速注水才能实现地层能量的有效补充。

在注水井产生多层合注的状况时，不同油层吸水情况会受储层渗透率与纵向位置影响，渗透率越高的储层其吸水量越高，若各层的实际渗透率较为接近，则储层底部吸水发生的可能性更高。通过分析陆上油田作业区浅层注水井吸水状况可知，当渗透率差值恒定，低渗透层的吸水量会随着高渗透层吸水厚度的提升而不断降低，而后级差较大的低渗透层却无吸水现象。

2.4 数值模拟法

数值模拟法将油藏理论作为应用基础，将信息技术作为模拟手段，可以解决油田开发中相对复杂的问题，借助模拟29区的浅层油藏各层含油饱和度的真实变化趋势，可得出以下水驱规律：一是平面上硝化甘油六层水驱波最大，需要利用数值模拟将含水处在0～20%的含水定义为低水淹区，而20%～50%的则为中水淹区，50%以上则定义为强水淹区，依照含油饱和度模拟结果可知，陆上油田作业区浅层的多个主力层都呈现一定程度的强水淹，并且硝化甘油六层的水驱波吸水最高，达到79%，而硝化甘油三层与五层仍存在一些中水淹以及低水淹，水驱波系数分别为48%与47%。二是剖面上硝化甘油六层，层内矛盾程度最高，由于陆上油田作业区浅层油藏储层主要表现为复合韵律储层，因此层内的非均质性极强，在长期遭受注水冲刷的影响下容易在储层中产生高渗通道，且部分储层存在严重的指进现象，动用效果不佳，剩余的油则大多集中在韵律层中部，数值模拟结果显示硝化甘油六层水淹情况最为严重，剩余油多数分布在层顶。三是渗流通道的形成造成注入水在采油井间产生无效循环，进一步降低了水驱波效率，导致水驱油藏平面的层内矛盾逐渐向层间矛盾转换。根据实际调查显示，陆上油田作业区的历年吸水层数正不断减少，已经从最初的100%降至当前的70%，且层间矛盾与水淹状况进一步加剧[2]。

3 复杂断块油藏中高含水期水驱规律分析结果

复杂断块油藏中高含水期水驱规律可分为以下几种：第一，平面水驱规律，陆上油田作业区浅层油藏的矛盾主要来自渗流通道，受注水途径影响，油藏渗透率、水驱速度也呈递增趋势。截至目前，平均水驱速度高达2.2 m/d，平面井网尚未健全的部分，水驱速度则相对缓慢。而平面井网较为完善的地区，水驱强度较高，比如硝化甘油六层的注水井网较为完善，其水驱波系数较高，为79%。第二，层间水驱规律，陆上油田作业区浅层油藏各层间的渗透率变化幅度较高，导致各层水驱程度难以保持一致，油藏内水流通常都会绕过低渗区域流向阻力相对较低的高渗通道。三个油层笼统调剖则会进一步加剧层间的矛盾。第三，层内水驱规律，陆上油田作业区浅层油藏的储层大多表现为复合韵律。测井曲线则通常表现为箱性，容易受物性影响，导致砂体的渗透率偏大，非均质性较强，水驱相对不均匀。在长期经受注水冲刷的作用下，储层的中部便会产生高渗通道，注入水则会沿高渗段不断向外波及，最终导致储层底部出现强水淹区，而上层区域则表现为弱水淹区，其余油则会在顶部富集。

4 实现控水稳油的有效措施

为了实现陆上油田作业区的控水稳油，保证开发效果的最大化，需要在平时生产过程中充分结合平面水驱的实际分布情况，对注水井开展流场调整工作，确保平面能够实现均衡驱替，同时在采油井的流场要完成分类基础的判断，利用调、改等治理对策，针对渗透通道发育后剩余的油进行挖潜处理。针对陆上油田作业区油藏存在的各类矛盾，要对21井采取综合治理，年增油大约在7 000 t左右，水驱动用储量提升约170 000 t，水驱动程度上涨了约2.4%，与以往相比自然递减，减少了5.2%，而在采出程度方面增加了约3.4%，含水上升率始终控制在2%以下，证明稳水效果优良。

4.1 流场调整

首先要做好配水调流场，根据流线差，将注采敏感性相对较低、含水量较少的区块作为处理对象，借助调配的方式实现流场的改变，依照油水井产吸剖面的真实变化情况与油井的动态变化，在水井处通过配注量调整的方式，完成油水井压力的更改。以63断块作为研究对象，该断块的重点井44因为供液不足，导致液油始终处于下降的趋势，而周边的高含水井则存在严重的无效水循环现象。此时利用关停43井的方法，可以有效改变液流流向，无论是液面还是油面都呈现一定幅度的增长，且含水保持稳定。其次要完成油水联动的流场调整，对于流线主次分明、油藏见效差异性较大、次流线能量不足、产能不够均衡的区块，需要在注采敏感性较高且低含水的阶段进行调控与调剖，而在高含水阶段则要利用调提结合、调堵结合的方法完成油藏流场的平衡。根据109断块的数值模拟结果显示，77水井的注水突进会造成86井方向出现剩余油，利用大泵提液的方式处理86井能够有效改变周围流场，同时要做好77井的调剖堵水，进一步改变主流场方向，扩大扫油区域。最终该井的日增油量能够达到4.1 t，累计增油大约在470 t。最后要根据“抑强扶弱”的原则改变流场，对于流线固定难调、水淹状况严重、水驱挖潜难度较高、渗流通道发育的区块，要利用注采耦合的方法完成油藏流畅的优化与调整。该油藏的62断块存在注水突进现象，并且垂直方向渗流通道上的61水井因为物性差，容易造成断块注水分布不均。为了解决此类问题，需要针对61井开展压裂引效，添加注水的受效方向，并对南北向分布的水井依次开展调剖封堵处理，及时挖掘井间的剩余油。在完成流场调整后会形成注采井网，纵向上要进一步添加3口油井以及5个小层，确保水驱动用储量能够提升20 000 t以上。

4.2 深度调剖

要充分结合渗流通道完成剩余油的分布控制，保证治理措施更具有针对性和适用性，将29区浅层油藏的剩余油划分为以下3类：一类区，渗流通道未发育，含水相对较低，潜力区的剩余储量偏高，能够调控强水井的注采；二类区，渗流通道属于一般发育区，剩余油大约分布在油藏的中上部，平面带则分布在渗流通道两侧，以调剖为主完成剩余油的挖潜处理；三类区，渗流通道成片发育，剩余油分布在油层上部，需要采用调堵结合的方法实现剩余油的挖掘。

4.3 细分注水

由于各层的渗透率存在一定的差异，且吸水厚度也各不相同，因此在渗透率差一致的基础上，需要依照吸水剖面以及压力差，完成层段重组工作，进一步细分注水，完成纵向均衡驱替。经过长时间的水驱开发，储层的渗透率出现大幅度变化，导致高渗透层的实际吸水厚度占比不断提高，而低渗层的吸水厚度也始终呈现下降趋势，因此不可将高低渗透层放在一起进行调剖。以85井作为研究对象，随着调剖工作进入到后期，低渗层的吸水比例会出现一定幅度下跌，从而阻碍水驱动用程度的提升。而28区的浅层油藏通过细分注水，能够保证段内级差得到有效控制，吸水层比例提高约14%，吸水厚度则大约提升了9.2%。

此外为了确保控水稳油效果的最大化，还要做好湿润性变化以及注水倍数对驱油效率影响程度的研究，其中湿润性变化是指液体分子在固体表面存在流散现象，能够减小固液界面能。当油层外来流体注入岩石表面时会改变岩石化学性质，引发湿润性变化。因此在实际研究注水前岩心渗透率驱油效率的过程中要充分考虑湿润性变化情况。而注水倍数则主要与驱替程度有关，在高含水期，两者一直保持正比关系，当含水高于98%时，继续提高注水孔隙体积仍能驱替部分原油，因此需要借助加大注入倍数的方法提高驱油效率。此外为了确保各项流程有序开展，还需要技术人员掌握切实可行的应对手段，能够充分利用信息技术，保证相关参数、信息真实、准确。

5 结语

综上所述，通过对复杂断块油藏中高含水期水驱规律进行分析可知，陆上油田作业区的硝化甘油六层的水驱波最大，涉及范围最广，层内的矛盾受均匀吸水的重力作用影响，层内水淹严重，受注入水影响，导致储层渗透率产生变化。而储层的压力级差则能决定调剖的有效性，因此对于渗透率较大的水井需要采用细分注水的方式确保均衡驱替。最后根据吸水剖面实际情况，开展层段重组，以此达到控水稳油的目的。