薄互层砂岩油藏分层调配效果提升方法

郭培培，陈 楠，张博文，李亦白

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

油田为多层砂岩藏，纵向含油段跨度约 500 m，划分为49个小层，主力含油层系发育于新近系明化镇组下段及馆陶组。馆陶组中下部为较典型的辫状河沉积，馆陶组上部为辫状河-曲流河沉积，明化镇组下段属于曲流河沉积，储层岩性为河流相沉积的陆源碎屑岩。储层埋藏浅，渗透性较好，其中明化镇为高孔-高渗储层，馆陶组下段为中孔-中渗储层。初期采用一套层系笼统开发[1]，主力层水淹厚度比例差异大(0.7%～6.9%)，纵向各层压力呈现超、亏间互存。目前，常用的分层配注方法主要有厚度、地系数和剩余油分布劈分，分注井层段配注合格率65.2%，注水井分注率为三类水平，传统分层配注方法不适用于该油田。实施分层调配92井次，调配总层段341层，调配合格176层。按照配注量要求实施分层调配64口、层段合格率56%。其中55%井因管柱、污染等问题作业失败，45%井作业成功、层段合格率80%。由于层段合格率较低，分层调配方案效果难以达到预期，需进一步提升效果。

1 分层配注方法研究

在油水井管理过程中，以“精细注水”为主线[2]，在传统方法的基础上，考虑多层砂岩油藏纵向层间压力和水淹状况，提出压力及水淹差异化分层配注方法[3]。该方法以目前储层动态状况下产液能力比例作为纵向劈分因子求取各层产液量，基于地层压力状况及恢复速度要求求取各层注水量，进而对注水井进行分层配注。在实际研究过程中，以目前注水井为中心，与其有注采对应关系的油井组成注采井组，并基于目前注水井注水层段进行配注。

1.1 配注原则

1)合理控制注入压力：注水井应在确保注水安全前提下配注，应考虑油藏特征、断层发育情况、完井方式、固井质量、井筒结构、地面设施能力、地层破裂压力及溢油风险等因素。

2)维持注采平衡：在维持合理地层压力前提下，依据油藏生产动态特征，以现阶段生产数据为配注基础，确定注采比，维持注采平衡。

3)控制含水上升速度：根据生产动态变化情况，注水井应及时调整配注量，制定并实施酸化、分层调配、调剖调驱等治理措施，以协调平面上、纵向上的注采矛盾，控制含水上升速度。

1.2 储层水淹及剩余油研究

根据油水井在钻井、生产过程中所录取的各项生产资料，主要有产液剖面、吸水剖面等生产测试资料及生产历程等，结合油藏构造、储层、沉积相等地质研究结果，通过上述资料综合分析找出油层平面和纵向上的油水分布，从而确定剩余油富集区。这种方法即直观又科学，被老区调整剩余油研究广泛应用。

1.3 分层配注选井原则

能量充足，地层压力保持水平相对较高，地层压力大于90%原始地层压力，井网完善，井组油水井数比小于2.5，吸水能力相对较高，可满足井组产液需求，纵向吸水差异大，工程具备可实施性，要求井斜小于65度，必需为分注管柱和井筒密封良好。

2 分层配注方案实践

2.1 基础资料

基础资料：井组信息、注水井分注层段、油井生产信息、油水井连通油井小层射开厚度表、油水井连通注水井小层射开厚度表，油井各层含水饱和度、原油粘度、小层超亏压状况及油井泵挂深度、压力计计量流压表。

2.2 合理产液量制定

由于部分油井完井方式不合理、开发过程中储层污染等问题，造成油井产液能力低，油田实际的无因次采液指数低于无因次理论产液指数。对单井产液规律进行剖析，可分为三类：产液上升型、产液平稳型、产液下降型。因此，在进行产液量预测时，应按不同产液变化规律进行预测。 对于产液平稳型的油井，预测产液量维持现状，以E1井为例，近两年日产液稳定在 500.0 m3/d 左右，预测年日产液为 500.0 m3/d。 对于产液下降型的油井，结合油井酸化措施进行产液预测，预测酸化后产液能力达到理论值，例如E2井(图1)，日产液自2022年7月持续下降，分层配注时考虑酸化解堵后潜力，预测后期产液 200.0 m3/d，按 200.0 m3/d 需求配注。

图1 E2井产液能力变化

而对于未安排酸化的油井，按照目前产液趋势进行产液预测。 基于以上分析，利用理论无因次采液曲线、结合含水上升率和目前实际日产液量对油田每口井的产液量进行了预测。

2.3 剩余油分布研究

根据剩余油研究，平面上明下段基本未动用，馆上段平台间、井网不完善区域、靠近断层区域及油井间剩余油富集。 纵向上主力层采出程度高，但相对较大的储量规模及较高采收率，主力层仍是纵向上剩余油最富集层位层内砂体多为正韵律，注入水沿油层底部突进；油层上部剩余油较富集。以预测的整井产液为基础，结合各层储层物性、水淹、剩余油、压力、表皮系数等状况进行各小层产液能力计算，作为产液量纵向劈分系数，得到各小层产液后，根据地层压力恢复需求，确定小层注采比进而确定最终小层注水量。

2.4 地层压力合理水平

开展地层合理压力保持水平、合理压力恢复速度等研究，明确注水需求，通过加强注水，保持地层能量。油田原始地层压力 12.1 MPa，饱和压力 10.7 MPa，合理地层压力 10.9 MPa，油田地层压力基本保持平稳，目前压力 10.4 MPa。通过数值模拟方法以及油藏工程法，推荐合理地层压力水平介于原始地层压力和饱和压力之间，为原始地层压力的90.0%～94.0%，地饱压差越小，保持水平越高，在确定了油田合理地层压力之后，利用油藏数值模拟的方法进行了合理地层压力恢复速度研究。推荐C油田各区块的合理地层压力恢复速度为0.3～0.4 MPa/a，推荐注采比1.05～1.15。对于超压区的降压，应在对正常生产影响最小化的前提下提高超压层产液量、降低注入量，直至达到目标压力，综合产液量与减注量进而得到超压层治理注采比(图1)。

图2 不同地层压力状况下合理注采比

考虑实际油藏和注采状况的复杂性，在实际操作中应加强地层压力监测，及时调整油水井平面和纵向产注强度。

2.5 配注方案实施

基于以上研究成果开展分层配注方案研究，实施分层调配92井次(含开关层和分酸后调配)，调配总层段341层，调配合格176层。按照配注量要求实施分层调配64口、层段合格率56%。其中55%(35口)井因管柱、污染等问题作业失败，45%(29口)井作业成功、层段合格率80%，作业成功井中21口井见效，初期净增油 148 t/d。

表1 分层调效果统计表

管柱腐蚀问题导致调配成功率低，存在层间窜流、出砂、结垢腐蚀直接导致注水井调配率低，配水器失效、不满足配注导致注水井调配合格率低。综合考虑油藏需求、工期及费用，安排实施24口，通过机理研究化学防腐及管柱材质优化提升，同时综合考虑注水井井组动态油藏需求及工期，逐步治理剩余30口注水井。

3 分层配注提升方法

3.1 不合格层段分酸治理

分层酸化是油田综合治理方案落地需求，实施调配方案前需充分研究层段吸水能力，提升调配效果。按照配注量要求实施分层调配64口中近1/3井的层段增注无法实现，需通过针对性分酸进行再次处理，根据分析油田平均吸水强度为 9 m3/d，部分井低于平均强度，单独酸化后注水量明显提升。

3.2 分层调配与其它措施配套连片实施

油田平面产液结构不均衡，同井组产液差异较大、存在平面注水无效水循环现象，影响平面注水效果。所以急需连片治理，2018年在加强注水、优化注水基础上，从注、采两端同时入手，开展产液结构调整。主要通过侧钻、卡层、大修、换大泵、提液等措施，进行平面产液结构调整。连片治理以稳油控水，达到治理区域矛盾目的。油井明显见效，平均含水率下降1%，气油比下降8.0，油井递减明显减缓，单井平均增油1～2方/天。

3.3 化学防腐及提升管柱材质，逐步治理管柱，提升分层调配成功率及效果

开展10口井在换管柱、大修后及时开展分层调配工作，分层调配层段合格率从治理前的52%提升至93%，效果显著。

4 结论

1)大井斜、注水井管柱问题多，注水井分层调配合格率低，影响精细注水效果。

2)多专业结合大力推动分层调配工作，对于实施中发现的管柱问题井、配注不合格层段，采取“及时发现及时治理”策略，通过加大注水井换管柱、分酸、推动油井配套措施工作等措施，提高措施效果。

3)认识清楚的井组，进一步优化方案，连片开展分层调配、分层酸化、产液结构调整，精准治理层间及平面矛盾。