X区块水驱开发效果影响因素分析及治理对策

赵崇志 唐海 李明林 杨智斌 易帆

摘 要：X区块属于复杂断块层状岩性-构造油藏。2010年开始注水开发至今，已进入中高含水阶段，目前区块开发存在地质储量采出程度低、采油速度低，含水上升速度快的“两低一快”现状，且水驱储量动用程度仅42.3%，水驱开发效果较差。本文通过从水驱控制、动用程度、水驱波及状况、水驱指数、地层压力分布特征等指标对区块水驱开发效果进行多维度剖析。明确了X区块平面、层间非均质性是影响该区块水驱开发效果的主控因素，论证了实施以加强注水井分注与平面调堵结合、油井压裂引效为主的改善平面及层间动用状况的区块综合治理方案可行性，进而确保区块动用程度提高，开发效果改善。

关键词：复杂断块;水驱开发效果;非均质性;水驱动用状况;综合调整方案

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2019.02.085

1 X區块注水开发中存在问题

1.1 见效比例低

X区块2010年开始注水开发以来，经过加强注采完善和局部加密调整，目前X区块注采井网完善（反七点注水），全区共有油水井181口，其中，油井118口，受控油井99口，受控比例83.9%，见效井54口，见效占受控井比例54.5%，占总油井数比例45.8%，以单向见效为主。

1.2 含水上升快

由图1可知X区块从2016年开始水驱指数涨幅较明显，阶段水驱效果变差;采出程度突破5.6%后（2016年），耗水率上涨速度加快，注入水利用率明显下降;同时，地层存水率下降且斜率有增大趋势，油井出水量增大，含水上升快，注水利用率明显下降。目前区块正处于含水快速上升阶段。

1.3 平面及纵向压力分布差异大

结合X区块历次测试压力及数值模拟结果统计可看出，各断块压力保持水平差异较大，各断块内受平面、层间非均质性影响，注水见效不均导致压力分布差异较大，1-7、105X1、1090等断块中部压力保持水平相对较高（图2），层间水驱动用差异导致纵向压力分布不均，主力砂组平均地层压力系数0.79。

2 水驱开发效果影响因素分析

目前X区块水驱控制程度达到75.4%，处于Ⅰ类开发水平，水驱动用程度仅46.3%，处于Ⅱ类开发水平。综合分析认为导致受效比例低、含水上升快、地层压力分布不均的主要原因为水驱动用程度低且不均衡。主要从平面、层间、层内三个方面分析。

2.1 平面影响因素

平面影响因素也即是平面非均质，平面非均质是指由于砂体的几何形态、规模、连续性、孔隙度和渗透率在平面上变化所形成的非均质[1]。

2.1.1 平面物性差异

X区块为辫状河三角洲沉积，受沉积环境影响，平面上物性差异较大，平面受效状况不均，井组内相对高渗方向见效快，水线推进速度快，低渗方向油井见效迹象不明显（图3）。由于注水开发对储层内粘土矿物和其它微粒的机械搬运及冲刷作用，储层渗透率逐渐增大，进一步加剧平面物性差异。

对区块油水运动规律进行研究，认为顺物源方向油井见效时间早，见水较快，垂直物源及逆物源方向油井见效晚，见水晚。见水较早，注采主流线上易形成大孔道，加剧平面矛盾，导致见水井组注水突进方向单一。

2.1.2 低级序断层

通过精细油藏描述，识别小断层13条，断距15-30米。低级序断层在一定程度上影响了注采井网，降低井网控制程度11.7万吨，减少水驱控制储量35.1万吨，单向受控井减小1口井，双向受控3口井，三向受控井减少1口井。

X区块有49口井106个井层因平面非均质未动用，影响水驱动用地质储量347.13万吨，主要原因是平面物性差异。

2.2 层间影响因素

2.2.1 层间物性差异

渗透率级差是影响多层合注合采开发效果的最主要因素[2]。据统计X区块受沉积影响，层间渗透率变异系数（0.5～1.3），突进系数（1.9～4.6） ，级差（5～20），层间非均质性较强。同时分注级数低，段内渗透率级差较大，部分井层间干扰严重，吸水不均，相对低渗层动用差。对1-7断块主力层吸水状况统计分析，渗透率与相对吸水量相关性较好，在多层合注合采条件下，相对高渗层主吸，相对低渗层则动用较差，随着开发的深入，相对高渗层形成优势渗流通道，渗透率进一步增加，进而加剧层间物性差异对水驱开发效果的影响。

2.2.2 层间压力差异

在油田开发过程中，层间压力的变化不同，随着开采年限的增加，层间压力差异显著，会出现层间串流，压力低的小层出力明显下降[3]。多层合采，层间压力不均，表现出高低间互的压力场分布特征，压力变异系数逐年增大。

2.3 层内影响因素

X区块在长期注水开发过程中，层内非均质性逐渐增强，层内油水运动状况表现为两个特点：（1）均匀吸水向指进转变，形成高渗通道;（2）吸水位置由上往下移动、全段吸水转变为底部吸水，层内吸水程度降低。如图所示，部分井吸水均匀向单层突进、层内均匀吸水向层内指进转变，形成优势渗流通道;正韵律、复合韵律储层发育，注入水整体吸水位置下移，层内吸水程度降低。对1-7断块优势渗流通道分析，相比于2015年，吸水形态由“均匀” 向“舌进、指进” 转变，吸水位置由“全段” 向“中、下部” 转移。

3 治理对策研究

对X区块实施水驱未动用储量原因及潜力调查，得到影响区块水驱动用状况的主要因素为平面物性差异、层间物性差异及层间压力差异。针对这些问题，针对平面矛盾，主要实施堵水、压裂、酸化引效，针对层间影响因素，主要开展细分注水，深调剖工作;针对层内影响，主要实施暂堵酸化，浅调剖工作。通过以上治理对策，预计可增加水驱动用储量271万吨，提高水驱动用程度15.2个百分点，其中平面物性差异治理潜力为133万吨，层间物性差异及层间压力差异治理潜力为105万吨。

3.1 改善平面水驱动用状况治理对策

3.1.1 压裂

为提高中高渗相对低渗区未见效井层储层渗流能力，缓解平面矛盾，增强构造边部低渗区域储层动用能力，平面上划分为两大压裂潜力区域。中高渗相对低渗区：针对注水主体区及构造边部注水受效区内未见效井层，落实地层压力，根据潜力压裂引效，提高平面水驱动用程度，改善平面矛盾。构造边部低渗区：针对构造边部动用效果差的区域，实施压裂改造，增强储层动用能力。2016-2017年共实施压裂10井次，累计增油1.3万吨。

3.1.2 调剖

以改善水井平面波及状况提高水驱动用程度为目的实施深度调剖，结合历年调剖效果总结以下选井原则：（1）注入压力低于全区水平，注水强度大于全区平均水平;（2）井组综合含水超过40%，采出程度低于15%;（3）水井与油井连通状况良好，首选油水井为同一河道砂体;（4）累积注采比大于1。

部署水井调剖10口，预测到2020年需调剖井14口，共实施调剖36井次预计增加水驱动用储量60.8万吨，提高水驱动用程度3.4%。

3.1.3 堵水

以改变平面水驱主流线方向为目的实施油井堵水，选井原则如下：

（1）选择高含水（含水大于90%）、高产液井、高流压井;（2）选择层间矛盾较大的井时，借鉴大庆油田经验，选择堵水层小层产液量不低油井总产液量的30%;（3）选择油层非均质性较强或井网注采关系不完善、平面矛盾较大的层;（4）同一砂体上，堵掉高含水井点;①条带状发育的油层，堵掉主流线条带上的高含水井点;②有两排受效井时，堵掉离注水井近的受效的高含水井（层）。

3.1.4 分注

以缓解层间矛盾为目的，提高小层动用状况实施细分注水，依据地质模型，数值模拟研究东一段油藏水井合理射开厚度、层数成果，确定分注措施实施原则如下：

（1）同一段内砂岩层原则上不超过5层，射开厚度20-40m;（2）尽量将地层系数相近的油层划为一段，渗透率级差小于8，主力层段尽量不集中在一个注水层段内;（3）隔层有良好的延伸性和稳定性，一般厚度在1.5m以上。

部署水井分注22口，其中新增分注9口，重新分注13口，预计增加水驱控制储量75.7万吨，提高水驱储量控制程度4.2个百分点;到2020年底，分注率达到84.2%，其中3段及以上分注率达到73.3%。

4 结论与认识

目前影响水驱开发效果的核心是水驱动用程度低且水驱动用不均衡，水驱开发效果的主要影响因素是平面物性差异及层间非均质。改善平面水驱动用状况的主要对策是压裂、调剖、堵水，改善纵向水驱动用状况的主要对策是分注、注采调控。预测综合治理后水驱动用程度增加271万吨，提高水驱动用程度15.2个百分点，多向受效比例由7.0%提高至28.2%。

参考文献：

[1]于翠玲，林承焰.储层非均质性研究进展[J].油气地质与采收率，2007，7（04）：15-18.

[2]莫建武，孙卫等.严重层间非均质油藏水驱效果及影响因素研究[J].西北大学学报（自然），2011，41（01）：113-118.

[3]刘佳鹏，李坤等.分层压力差异界限研究[J].內蒙古石油化工，2012：149-150.