中高渗注水开发油藏吸水剖面反转规律及治理对策研究

（中国石油冀东油田公司储气库建设项目部，河北 唐山 063299）

摘 要：中低渗透层吸水剖面的变化能直观地表现储量的进一步动用状况，统计分析南堡1-29区浅层历次调剖井吸水剖面资料发现，部分井调剖后层间层内矛盾加剧，部分井调剖后中低渗透层在多轮次调剖过程中呈周期变化，对应油井增油也呈现一定规律，因此研究吸水剖面变化规律及时提出治理措施，可使调剖提高采收率的作用得到更充分的发挥。

关键词：南堡1-29区浅层；吸水剖面；反转规律；治理对策

引  言

在南堡-29区浅层在水驱开发过程中，水驱速度不断加快，示踪剂结果显示，平面水驱速度不均，平面矛盾一直在加剧，统计吸水剖面，层内、层间矛盾逐渐加剧，调剖后水井的吸水剖面呈现周期变化，对应油井产量与此有一定相关性，为此进行南堡1-29区浅层调剖过程中吸水剖面反转研究，为该区后期的水驱开发提出相应的调整对策和依据，具有非常重要的意义。

1 研究区地质及开发特征

1.1 地质特征

南堡1-29区浅层位于南堡1号构造，整体为比较简单的鼻状构造，倾向北西，局部受火成岩侧向遮挡，形成构造-岩性圈闭。主要含油层位为馆陶系，储集岩性以细砂岩、粉砂岩为主。胶结类型多为孔隙式胶结，填隙物以高岭石为主。孔隙类型主要为粒间孔，孔隙度范围18.7～25.0%，平均为22.7%，渗透率范围73.5～340.6mD，平均183.1mD，为高孔中高渗透砂岩储层。沉积韵律以复合韵律为主（75%），储层层内与平面非均质性严重，变异系数1.06～1.6，地下原油密度为0.7 g/cm3，黏度为1.8 mPa·s，属于常规稀油油藏。它的主要特点是中孔中高渗油气藏，胶结程度一般，随着注水冲刷极易形成优势渗流通道，给油田开发带来很大困难。

1.2 开发特征

1.2.1 老井产量快速递减，稳产难度较大

自2008年投入注水开发以来，产量从2010年最高的20×104t降至2014年老井产量最低的3.5×104t，自然递减率最高达27.7%，综合递减率达24.8%。产量快速递减，稳产难度大，后期关井1年恢复地层压力后产量有所上升，但是递减率依然很大。

1.2.2 多轮次调剖后，水驱状况初期变化，后期逐渐变差

NP1-29区浅层注水生产初期，部分井区井网不规则，油水井数比大，注水强度偏大，从而使部分高渗层注水速度过快，造成单层注水突进，加强了平面及层内矛盾，后期调剖封堵优势渗流通道，因层间油藏压力及渗透率差异，平面矛盾逐渐转变为层间矛盾。全区综合含水持续上升，至2017年末，全区老井综合含水高达81.6%，老井含水上升率达7.5%。通过吸水剖面统计发现经过多轮次调剖，水驱状况初期变好，后期逐渐变差，目前无效水循环严重，产量下降严重（表1）。要寻求改善水驱效果的技术途径就必须认清调剖过程中的吸水剖面水驱规律，有针对性地提出治理措施。

表1  南堡109断块历年吸水状况统计表

2.调剖过程中吸水剖面变化分析

2.1调剖过程中吸水剖面变化情况

南堡1-29区浅层共有水井29口，开井25口，14口井调剖，其中8口调剖井可连续分析，油井动态及吸水剖面显示，初次调剖效果变差井3口，初次调剖剖面变好，后期呈往复式变化井5口，占总井数的62.5%。变现为三种形态。

图1 调剖后吸水剖面变化形态

2.1调剖井层间层内吸水均匀

特点：层间非均质弱，高渗层吸水能力与中低渗透层吸水能力差距相对较小（图1）。原因：聚合物在高渗透层渗流阻力加大，促使聚合物吸入中低渗透层，中低渗透层吸水能力较好，渗流阻力较小。以NP12-X66井为例，该井采用一级两段注水，层间非均质弱，调剖前高渗层与中低渗透层吸水能力差距较小，2014年4月笼统调剖，效果较好，油压上升2.1MPa，测前后对比剖面显示新增动用NgⅣ②3的29#。新增吸水厚度5.5米、动用储量7.3万吨。

2.2调剖井中低渗透层吸水量降低

特点：层间非均质性强，高渗层吸水能力强,部分井具有低压高渗特点（图1）。原因：聚合物在高渗透层渗流阻力小，加剧了储层的非均质性，使聚驱开发效果变差。以NP12-X76和NP12-X85例，X76井笼统调剖后低压高渗层吸水量加大，X85渗透层不吸水。

2.3调剖井中低渗透层吸水呈周期变化

特点：层间非均质弱，高渗层吸水能力与中低渗透层吸水能力有一定差距（图1）。原因：聚合物在高渗透层渗流阻力加大，促使聚合物吸入中低渗透层，其吸入少量聚合物渗阻力即大幅上升，聚合物又进入高渗层，如此反复。

以南堡12-X66井为例，初期聚合物主要进入高渗透层，随着高渗透层渗流阻力的增大，聚合物溶液进入相对低渗透层，注入剖面得到改善，随着相对低渗区聚合物溶液的不断进入，其渗流阻力增大，导致其吸水量逐渐下降，这时吸水剖面发生返转。

2.2调剖井吸水剖面影响因素分析

2.2.1渗透率与渗透率级差

图2相对吸水量与渗透率的关系  图3渗透率极差与相对吸水量关系

对南堡1-29 区浅层14口调剖井历次调剖效果进行分析，发现吸水层的渗透率与该层相对吸水量呈正相关关系，渗透率越大，吸水量越多。渗透率极差与吸水量呈反相关关系，渗透率极差越大的段，吸水越差（图2）。

2.2.2不同渗透率有效厚度比例影响

   统计南堡1-29区浅层段低渗透层与高渗透层厚度比值不一样的水井笼统调剖，发现随着比值的增加，高渗透层厚度的加大，多轮次调剖后，低渗透层相对吸水量逐渐减少，有效厚度差异大的低渗透层几乎不吸水。

2.2.3压力对吸水剖面的影响

   统计多层合采的笼统注水井，发现当层间压力差异大时，随着调剖轮次的增加，低压层吸水最多，以南堡109断块为例，南堡109断块油井NP12-183井于2017.4分层测压结果显示NgIV②3压力系数0.59，NgIV②5压力系数0.68，NgIV②6压力系数0.78，层间压力差异大，同时相邻3口水井吸水剖面均为低压层NgIV②3吸水最多。

2.2.4聚合物注入量影响

     随着调剖剂累积注入孔隙体积倍数的增加，中低渗透层的相对吸水量在最初都呈增加的趋势，当相对吸水量增加到一定程度后开始下降，而后当吸水量下降到最低点后，随着聚合物的注入相对吸水量又开始增加，出现周期性变化。以南堡12-X66井为例，可以看见明显的规律变化（图3）。

3 治理对策研究

通过对南堡1-29区浅层平面、层间、层内水驱规律的研究发现平面矛盾主要受优势渗流通道的影响，井网不完善的区域水驱相对较弱，层内受韵律及重力作用影响，层间矛盾受储层物性及压力差异影响，不同的渗透率及压力组合调剖效果影响较大，

3.1 根据渗透率、压力差异，实施分层调剖

当进行层段重组后，渗透率、压力差异变大，吸水剖面明显变差后，及时进行分层调剖。以NP12-X66井为例，2015年12月油套分注管柱，第一段渗透率级差为1.36，第二段渗透率级差为1，2016年6月改成笼统管柱后渗透率级差为3.19，吸水剖面明显变差，调剖后，只有一段吸水，下步计划分注。

3.2 依据吸水剖面及压力差异，层段重组

3.2.1 压力系数极差

分析历次调剖情况，同一调剖段压力系数级差越小，吸水越均匀，随着压力系数极差的增大，低压层相对吸水量变大，南堡1-29区浅层NgⅣ②3与NgⅣ②5、6小层压力差异明显，全区NgⅣ②3压力系数0.6，NgⅣ②5压力系数0.75，NgⅣ②6压力系数0.8，笼统调剖易加剧层间矛盾，建议分层调剖。

同一渗透率级差条件下，高低渗透层吸水厚度比例加大应及时进行层段重组，同一渗透率级差条件下，随着高低渗透层吸水厚度比例加大，低渗透层吸水厚度及吸水量会持续降低，不应将厚度比例较小的低渗透层组合到调剖开发层系中。以南堡12-X85井为例，油管段随着调剖的深入，低渗透层吸水比例持续降低，不利于水驱动用程度的提高，建议层段重组。

3.3开展连续剖面监测，优化调剖方案

图3 南堡12-X66井相对低渗层吸水剖面及邻井产量变化曲线

参考同类油田发现水井连续调剖过程中油井变化具有规律性，南堡1-29区浅层南堡12-X66井相对低渗透层吸水状况变好时，对应油井产量呈现一定规律性(图3)。但产量与吸水量对应剖面不全，未见明显周期性，南堡109断块于2018年整体调剖时，开展连续剖面监测以定性判断中低渗透层的相对吸水量随着注入量的变化规律，可在吸水量发生变化时采取一定措施加强调剖效果。

5 结 论

（1）根据渗透率、压力差异，实施分层调剖。储层的渗透率级差及压力级差是决定调剖是否有效的决定性因素，在实行调剖时，应该避免对渗透率级差过大的井直接调剖。如果避免不了，也应该先对该类井进行分注而后再考虑分层调剖。

（2）依据吸水剖面状况，实施层段重组。若吸水剖面显示一段吸水层调剖后高渗透层吸水越来越多，低渗甚至不吸，及时层段重组。

（3）开展连续剖面监测，优化调剖方案。及时监测大量调剖井吸水剖面数据，观察随着聚合物注入量的增加，水井相对低渗层吸水量的变化及相邻油井的产量变化，进行聚驱见效时间及见效期的研究。

（4）结合示踪剂资料，吸水剖面等动态监测资料，优化运行、优化调剖时机。

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