吴起油田某区注水技术政策研究及应用

吉子翔，张 静，张 维，杨伟华，帅举奎

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

1 油藏开发概况

吴起油田某区主要含油层系为长612层，属于三角洲前缘沉积，砂体呈北东方向展布，横纵向剖面连续性较好，砂体厚度在16 m～22 m，属于中-强非均质性油藏，平面NE50°裂缝发育，同时东部发育高角度裂缝，水驱矛盾突出。2009 年采用480 m×130 m 菱形反九点井网规模开发；2015-2019 年通过持续开展水驱治理，目前采油速度0.43 %，采出程度8.77 %，油藏整体处于低水平稳定开发阶段。

2 注水开发存在的问题[1]

2.1 储层物性差，有效驱替压力系统难以建立

油藏渗透率低于1 mD，且渗透率越低，启动压力梯度上升幅度越快，渗流阻力越大；油藏中、南部注采压差较大，单井累计注水量超过9×104m3，注采比11.5，压力保持仅为60.1 %，有效驱替压力系统难以建立。

2.2 砂体叠置关系复杂，局部注采连通性较低

通过野外露头剖面发现单砂体交错叠置，原认识注采连通性较好的储层实际层间砂体切叠发育、连通性较差，难以满足精细注水的要求。

2.3 多方向裂缝发育，水驱效率较低

油藏北部、东部受储层非均质性影响，注入水易沿高渗带突进形成注水优势通道，因水驱不均导致油井见水井比例超过60 %，具有采出程度低、见水多方向的特点。

2.4 局部低产单元注水外溢严重，无法形成有效注水

通过示踪剂、产建井及检查井溢流情况分析，油藏中南部低产单元注水外溢现象明显，主要存在两种方式：平面上沿北东方向高渗带向井网外窜流，垂向上受高角度裂缝影响，向长62，长63层滤失，整体滤失率超过52 %。

3 影响注水有效率原因分析

3.1 单砂体接触关系复杂，是导致注水有效性低的客观原因[2]

按照“垂向分期、横向分界”的思路，以野外露头观察、岩相分析、测井曲线分析为手段，在精细小层对比的基础上，开展单砂体的识别与划分，剖析单砂体叠置、接触关系对水驱的影响。

3.1.1 单砂体展布特征 根据旋回特征，将长612层细分至6 个小层，建立了单砂体宽厚比定量预测模式（见图1），以此为指导，共识别出16 条单砂体河道交汇，主要呈西南-东北方向条带状展布，宽度介于150 m～800 m，厚度介于2 m～8 m，宽/厚比介于40～100（见表1）。

表1 长6 油藏单砂体宽厚分布表

图1 长6 油藏单砂体河道宽厚分布图

3.1.2 单砂体接触模式 垂向叠置：主要有切叠式、叠加式、分离式、孤立式四种接触类型，以切叠式、分离式为主，孤立式分布范围小。

横向接触：主要有间湾接触、堤岸接触、对接式、侧切式、替代式五种接触类型，以单砂体、侧切及替代式接触为主，少数为堤岸式、分流间湾式。

3.1.3 注采对应性分析

3.1.3.1 垂向叠置关系对“注-采”的影响分析 垂向叠置的单砂体因不同期沉积，造成储层纵向非均质性强，造成水井剖面吸水不均。油藏6 期河道叠加，多为坝上河沉积或几期河道切叠的正韵律沉积，吸水层段易沿河口坝段或底部高渗层段突进，均匀吸水比例小于50 %。

3.1.3.2 横向接触关系对“注-采”的影响分析 单砂体河道内部物性最好，较为均质；侧切及替代式物性其次，非均质性由于河道相互切割及替代，非均质性较强，堤岸式储层物性差，非均质性较强。同期次单砂体内注水见效快，侧切式见效慢，对接式/堤岸式不见效，水驱优势为同期次单砂体＞侧切/替代式＞对接/堤岸式。

3.2 动态缝的开启及延伸是影响注水开发效果的关键因素[3]

动态裂缝是指在长期注水过程中，注水井近井地带憋压，当井底压力超过岩层破裂压力时，会引起前期闭合的天然裂缝开启以及新裂缝的形成并不断延伸，是造成油藏开发过程储层非均质性强的重要原因。

3.2.1 动态裂缝开启与延伸规律 动态裂缝开启压力的判别与延伸规律认识，是油藏注水调整的基础。动态裂缝开启压力可用岩层破裂压力和注水指示曲线来确定。动态裂缝的延伸方向，优先沿最小破裂压力方向延伸，与现今最大水平主应力方向保持一致。

3.2.1.1 岩层破裂压力 注水井最大流动压力主要受破裂压力的限制，根据经验，一般不超过破裂压力的90 %。利用经验公式（式1）计算得到油层破裂压力29.9 MPa～43.0 MPa，注水井最大井口压裂14.1 MPa。

式中：Pf-破裂压力，MPa；ΔPf-破裂压力梯度，MPa/10m，一般取0.16 MPa/10m～0.23 MPa/10m；H-油层中深，m。

3.2.1.2 注水指示曲线 表现为明显的两段式变化特征，注水压力升高到一定压力后，曲线向横坐标轴偏转，拐点压力即为动态缝开启压力（见图2）。

图2 典型井注水指示曲线

3.2.2 动态裂缝对水驱开发的影响 平面上，累计注水量大、注水强度大的区域，容易形成裂缝型、裂缝-孔隙型见水，降低了油层平面上的水驱波及系数，根据含水上升与裂缝开启时累注量关系散点图，累计注水量达到2.4×104m3时储层微裂缝开启，形成优势水驱通道，表现出含水快速、大幅上升特征。纵向上，产生裂缝指进吸水，近两年吸水剖面测试资料统计，油藏不均匀吸水比例较高，尖峰状、指状吸水占比达到54.9 %，对应见水井占比71.0 %。

4 精细注水调控对策

结合静动态变化规律，通过开展注水技术政策、周期注水适应性研究，逐步形成以“保障高效注水、控减低效注水、杜绝无效注水”为核心的注水调控技术，促进有效驱替压力系统建立。

4.1 注水技术政策研究

合理注水政策应综合考虑建立有效驱替和控制含水上升两方面因素；由于动态裂缝的客观存在，注水技术政策应着重合理控制动态裂缝延伸，由强化注水向有效注水转变。综合应用矿场统计、数值模拟等方法，开展合理压力保持水平研究，进一步优化注水强度、注采比等注水参数；确定目前压力保持水平在105 %左右开发水平最高，油藏局部地层压力已在合理范围，但是注采比较高，需及时转变调整思路，合理控制注采比。

合理压力保持水平：利用数值模拟技术预测不同地层压力保持水平下的生产动态变化，随着地层压力上升，含水有所上升，日产油量及累计产油量上升，优选压力保持水平为105 %较为合理。

4.1.1 优化动态缝作用下注水技术政策 针对不同动态缝特征，根据注入端地层压力和裂缝开启压力的差值，制定注水调整政策。裂缝即将突破时，以温和注水为主；裂缝刚突破时，以小水量不稳定注水为主；裂缝突破，油井水淹，以停注为主。

4.1.2 杜绝无效注水 开展无效注水原因分析，在保障开发形势稳定的情况下，对注水不见效、注采不连通、注水无效循环井组实施停注、间注、弱化等调整，提高注水效益。

4.1.2.1 无效注水率计算 据甲型水驱曲线计算分区无效注水量，全区无效注水所占比例为44.2 %，北部无效注水所占比例为21.2 %，东部、中部和南部分别为38.3 %，61.2 %，66.3 %。

式中：Wp-油藏累计产水量，m3；Np-油藏累计产油量，t；NR-油藏可采储量，t。

式中：Wyp-油藏有效累计产水量，m3；Wyi-油藏有效累计注水量，m3；Rpi-有效注水存水率；e-有效产注率。

4.1.2.2 明确高注采比、水淹区域无效注水原因及调整对策 （1）储层物性差，注水井周围形成憋压，注水扩散慢，受效差导致无效注水，针对该类井开展间注、温和注水调整；（2）砂体横向变化快，局部不连通，针对该类井停注验证；（3）裂缝沟通，导致注水无效循环，针对该类井开展停注、温和注水、不稳定注水等调整。

4.2 周期注水适应性研究

从储层物性特征、剩余油分布规律、开发阶段特征分析，W 区属于中-强非均质性油藏，适合开展周期注水试验。结合理论计算和油藏数值模拟，对注水方式、注水周期和周期注水量三个主要参数进行优选，确定了周期注水试验参数：开展异步周期注水，注水周期30 d～40 d，注水量波动幅度0.8～1.0。

4.2.1 注水方式优选 根据数值模拟研究成果，对比三种注水方式，异步周期注水、交替升降注水注水开发效果优于同步周期注水。

4.2.2 注水周期优选 利用理论公式计算和数值模拟法，对比不同注水周期，周期为30 d～40 d 效果最佳，增油量最好，含水上升率较低。

5 现场应用效果

5.1 开发效果得到明显改善

对比上年底，油藏压力保持水平由91.8 %上升到92.5 %，自然递减由13.1 %下降到11.9 %，含水上升率控制在2.0 以内，油藏开发形势持续向好。

5.2 注水调整的质量效益逐步提升

通过实践，形成了定量化、多元化、效益化注水调控技术，当年指导开展注水调整82 井次，调整增油量869 t，降低自然递减0.7 %；在保障开发形势稳定的情况下，注采比由7.1 下降到5.6，减少无效注水量840 m3/d，累计减少注水6.2×104m3，节约费用约86 万元，提高了注水的综合效益。

6 结论与认识

（1）通过单砂体的刻画，河道砂体宽度较原认识窄，一次井网控制程度较低，河道砂体宽度在100 m～300 m，单砂体井网控制程度仅为84.7%；不同单砂体叠置接触，造成平面剖面水驱不均。

（2）随着累计注水量的不断增加，油藏动态裂缝开启，使得主向见水油井不断增加。动态裂缝开启压力为30 MPa～43 MPa，最先沿最大水平主应力方向开启。

（3）针对油藏注水有效率低，形成以“保障高效注水、控减低效注水、杜绝无效注水”为核心的注水调控技术，改变了单一的注采调控方式，周期注水技术得到推广和应用，油藏的注水开发效果和效益得到提升。