锦16块高含水期潜力层注水研究与实践|航锦科技发展潜力

　　摘要：面对注水砂岩油藏特高含水期剩余油分布极为零散，挖潜难度加大，注采矛盾日益突出，注水开发效果变差等问题，文章从锦16块典型的欢西油田高效注水开发区分析研究入手，转变注水开发思路，由全面注水向优化部位注水，由多层注水向主力层段注水，提出并开展了“潜力层注水”研究，取得了较好的效果。
　　关键词：潜力层；注水；砂岩油藏；特高含水期
　　中图分类号：TE323 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2012）03-0159-02
　　
　　注水砂岩油藏经过多年的注水开发，进入特高含水期后，剩余油分布的极为零散，想控制含水率，采油井采取堵水，采液厚度下降。针对此阶段井组内不同井点、不同水驱方向剩余油纵向上的分布不一致，如果注水井采取大套注水可能造成无效注水增多，造成注水沿高渗层突进，被顺向注水见效井采出，从而使侧向或逆向井难以见效。若不采取大套注水，又会造成部分生产层位无注水控制。对此转变开发思路，由全面注水向优化部位注水，由多层注水向主力层段注水的注水新思想，目的把剩余油更好的推离水井，实施潜力层注水。通过对新井、侧钻井、动态监测、吸水剖面等资料，结合油井、水井和新井等方面寻找井区内潜力层段，把注水井对应的层段定义为“潜力层”，重组细分、调整配注、强化管理等手段，保证潜力层的注水合格率。最近几年，在锦16块进行实践，效果改善明显，采收率提高了3.5%，新增可采储量81.5×104t，实现了该块特高含水期的高
　　效开发。
　　一、油藏基本情况
　　锦16块构造简单，为一断鼻构造，油层的厚度大、层多，分3个油层组，17个砂组，33个小层，油层有效厚度36.2m。储层有效孔隙度29.1%，有效渗透率为750×10-3 μm2。地面原油密度（20℃）0.9317 g/cm3，粘度（50℃）72.78MPa.s；饱和压力12.71 MPa，地饱压差1.27MPa。
　　该断块于1976年进行勘探，1977年试采，1979年正式开发投入，实施注水开发同年4月，6月分注，随着对油藏认识的进一步加深和开发程度的逐步提高，先后进行了3次大规模调整：1983年扩大分采区、1987年细分层系、1991年完善注采井网。
　　二、潜力层注水的提出及工作思路
　　（一）潜力层注水的提出
　　随着补层堵水等措施的实施，注多采少矛盾日益突出，注采厚度比由原来1.35上升到3.12，没有效果的注水层段增多。为了提高注水开发效果，提出了优化注水层位，首先对剩余油富集的层段加强了注水，实施“潜力层”注水。2006年锦16块的综合含水就达到了93.3%，采出程度43.7%，从监测资料显示，动用程度达到97.3%，平面上剩余油分布零星。纵向上剩余油主要集中于厚层顶部，其它部分为储层物性较差的薄差层。
　　（二）潜力层注水的确定
　　充分结合井区注水井现状及产油井生产动态特征，结合剩余油分布，进行潜力层研究，明确了以下三点确定潜力层的方法：
　　1．从水井上确定。把历史上吸水，但目前吸水状况变差、动用程度低的层段定为“潜力层”。
　　2．从油井上确定。将目前油井生产状况较好，且具有提升产能空间的层段，所对应的注水井段，定义为“潜力层”。
　　3．从新录取资料上确定。把新井、侧钻井以及近期各种测试资料中解释比较的好的层段，所对应的周围水井层段定为“潜力层”。
　　（三）潜力层注水的思路
　　1．寻找潜力层。根据上面提到的确定“潜力层”的三点方法来寻找到目的层位。
　　2．潜力层实施细分重组。通过细分、重组等措施对该类层位实施单注，并通过强磁增注、调换水嘴等措施保证注够水。
　　3．合理调整配注。改变以往对吸水差层提高配注量以增加其吸水量的注水观念，采取精细单层段配水，实施温和注水，配注注采比为1.1～1.2。
　　4．强化管理。对“潜力层”加强注水管理，要求注水上下浮动-20%～+30%。
　　三、潜力层注水的实施及效果
　　2006年以来实施了以改变地下液流方向为中心的潜力层注水工作。2006～2009年共实施潜力层注水195层，增油1.93万吨。该类层位的分层合格率由2005年以前的30%，提高到2006年的55.6%，截至2009年更是提高了87.6%。有力的减少了无效注水，提高了注水的利用率。
　　（一）从水井开展潜力层注水
　　
　　图1 水井实施潜力层注水实例图
　　以5-137井为例，通过对比该井 2000年与2003年的两次吸水剖面图可以看到，该井的底部吸水明显
　　变差。
　　将两个吸水差层归为潜力层，并于2006年4月对该井实施井段重组细分，将原有的一级两段，调整为现在的三级四段，然后对潜力层加强其注水，注水量3m3/d上升20m3/d，调整后吸水状况得到明显改善。
　　2006年4月调整后，井组日产液从364t/d下降到261t/d，日产液下降了103t/d，日产油从7t/d上升到14t/d，日产油上升了7t/d，含水3.7%，累增油4364t。
　　（二）从油井开展潜力层注水
　　以8-227井组为例，油井7-227井生产II5和III1，日产液15吨，日产油3.3吨，动液面670米，相比锦16平均日产液50吨，动液面230米来说，该井供液能力较低。通过对比曲线和各种资料显示该井II5和III1的剩余油较富集。将该井所对应的水井8-227的II5和III1归为潜力层。并与2006年4月补开水井8-227的III1油层，然后通过重组细分，将原来的两级三段，调整为现在的四级五段，同时修改配注方案，加强潜力层II5和III1的注水。
　　调整后日产液上升了15t/d，日产油上升了3.6t/d，含水下降了2.2%，动液面上升226m，累增油2376t。
　　（三）从新井开展潜力层注水
　　以2007年新井6-A237井为例，依据新井6-A237的电测解释和各种测试资料，表明该井顶部储层物性差的II2和厚层顶部II5的剩余油都较富集，将该井所对应水井6-217的II2和II5归为潜力层，并补开有一定潜力的部分层位。根据井组动态变化，实施精细单层段劈分注水，潜力层配注注采比为1.1其他层段配注注采比为1.2，潜力层日注水量分别由25m3/d和40m3/d，上调到70m3/d和50m3/d。
　　调整后，井组日产液下降75t/d，日产油上升7.9t/d，含水下降了1.4%，由于受限产影响，该井组有两口油井关井，故累增油效果不太明显。
　　近年来，锦16块通过开展以“潜力层注水”为主要手段的精细注水调整工作，开发效果得到了很大提高。目前存水率为29.8%，比理论值高出了8.9%；用甲型水驱曲线预测采收率提高了3.5%，新增可采储量81.5×104t。
　　四、结论
　　1．“潜力层注水”通过减少无效注水，改变液流方向，扩大注水波及体积，提高了区块的开发
　　水平。
　　2．“潜力层注水”在锦16块的成功应用，证明在特高含水期，通过优化注水可以进一步改善注水
　　效果。
　　3．建议类似油藏在开展精细油藏描述的基础上，试验开展“潜力层注水”，实施注水挖潜，提高水驱效果。
　　
　　参考文献
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　　[2] 胡永乐，等．注水油田高含水后期开发技术方针的调整
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　　（责任编辑：文森）

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