中高含水期如何提高水驱效果

摘要：本文主要针对不同地质构造的中高含水期油藏，为提高水驱采收率，采用了不同的开发方法，对指导类似油藏的开发具有较好的借鉴作用。

关键词：中高含水期 提高水驱效果 采收率

1、前言

陆相沉积油藏与海相沉积油藏相比，储层非均质性强，原油黏度相对较高，水驱采收率较低，因此，进一步提高原油采收率已成为陆相老油田开发调整的中心任务。热采、气驱、化学驱是目前世界上规模化应用的三大提高采收率技术，尽管中国的蒸汽吞吐、聚合物驱和复合驱技术已成熟配套，热采和化学驱年产油量在3000万吨以上，但水驱仍然是油田开发调整的重中之重。水驱是目前应用规模最大、开采期限最长、调整工作量最大、开发成本最低的一种开发方式。

2、厚油层油藏细分韵律层开发

以反韵律沉积为主的储层，其非均质性强，高含水期的剩余油分布更加复杂，纵向上层内中、低渗透韵律段，非主力小薄层和平面上主力油层边部剩余油富集，为此，开展了细分韵律层研究，进行韵律层细分重组和精细注水，取得了好的效果。

3、多层砂岩油藏层系井网优化重组

复杂断块油藏断块小、注采井网不完善，小层多、油层厚度大、层间干扰严重，针对复杂断块高含水期剩余油的分布特点，对层系进行了细分重组，对加密井进行了调整，完善了注采系统。封闭型断块油藏一般采取合采方式开发，层间矛盾突出，高渗透储层动用程度高，低渗透储层剩余油富集，对物性和开采状况相近的储层进行了跨层系重组，优化了井网，实现了高、低渗透储层的分注分采，取得了较好的效果。

4、低渗透油藏小井距井网加密

低渗透油藏在非线性渗流机理、启动压力梯度、井网井距技术经济界限等研究指导下，采取小井距加密井网、改善水质等措施建立了有效的驱动体系。低渗透油藏储量丰度低，层系、井网受经济条件的制约，若采用与高渗透油藏相近的井距，由于存在较高的启动压力梯度，难以建立有效的驱动压差，储量得不到有效动用。随着油价升高，低渗透油藏的极限井网密度加大，单井极限控制剩余储量降低，在高油价下，低渗透油藏具有加密调整的潜力。在此指导下，对低渗透油田老区实施加密调整、对新区实施小井距注水开发，取得了较好的效果。

4.1注采井网调整、改善注采剖面

通过长期的注水开发，油藏进入中高含水期，为进一步提高采收率，首先开展了从构造再认识、沉积微相研究、储层综合评价、油井产能评价、应力和裂缝方向研究到剩余油分布规律研究的油藏精细描述工作，最终找出平面及纵向上的潜力所在。

4.2重建优化注采井网

井网是决定油藏最终采收率的最关键的因素，在基础研究的基础上编制并实施以更新、调整、侧钻、转注、大修为主的注采井网调整方案。一是对重点事故油水井进行更新，并在断层附近及井间剩余油富集区部署更新调整井，制定新井投产方案时，根据分层含水状况和物性级别，合理选择射孔层；二是在沉积相研究和裂缝研究基础上，优选注水井点，实施转注井，增加水驱控制储量；三是对事故井进行大修恢复；四是实施注采对应补孔，提高分层注采对应程度。

以压裂改造为主的层间挖潜措施

①充分应用现有的资料优选井、层，如剩余油研究成果、裂缝监测，中子寿命测井，开发动态资料等，在无法识别压裂层水淹状况的情况下，加测中子寿命。②对井网完善，储层连通性好，地层能量充足的井层实施压裂，一般压裂井压力系数在0.75以上。③开展重复压裂试验工作。在选井方面，我们把握好以下原则： ①认清压裂层水淹状况；②具有新增见效方向的油井；③在考虑注采关系的情况下，适当压裂规模适当加大。

5、人工隔层控缝高压裂技术

人工隔层控缝高压裂技术基本原理是在前置液中加入上浮式或下沉式导向剂，通过前置液将其带入裂缝，浮式导向剂和沉式导向剂分别上浮和下沉聚集在人工裂缝顶部和底部，形成压实的低渗透人工隔层，阻止裂缝中压力向/向下传播，达到控缝高的目的。为了使两种导向剂能上浮和下沉，一般在注入携有导向剂的液体后短期关井，然后进行正常的压裂作业。

6、整装构造油藏实施精细注水矢量开发

整装构造油藏采收率已较高，制约该类油藏采收率大幅度提高的主要矛盾是：井间夹层的预测精度、储层构型的定量化研究等难以满足精细开发的需要；注采对应状况差异大，需要提高注采系统的针对性和有效性；停产、停注、带病生产油水井多，套管损坏等井况仍为制约因素。针对整装构造油藏存在的问题，通过加强矢量化井网和调整注水产液结构，建立了有效的注采系统。在储层构型精细描述的基础上，深入开展特高含水期油藏的剩余油分布研究，评价目前井网及产液结构的适应性，对非主力层、薄差层、韵律层、单砂体等潜力层，实施局部加密，完善注采关系；对于井网规则的主力层采取井网加密、深部堵调等措施转换流场，对于井网不规则的主力层重建开发体系，实现矢量化开发。在井网重组、重建的同时，对矢量化井网及注水产液结构进行调整，优化井网井距和单井产液量，进一步扩大水驱波及体积，提高水驱波及系数，提高水驱油效率。

7、复杂断块油藏实施细化注水立体开发

制约复杂断块油藏大幅度提高采收率的主要矛盾是： 三维地震资料处理和低级序断层描述不能满足构造精细描述的要求；部分单元小层多、含油井段长，层系划分较粗，部分细分层系单元在现井网条件下注采完善程度低，需要提高水驱动用程度；停产、停注井多，开井率低，水井欠注。复杂断块油藏层系划分粗，单井控制储量大，具备细分开发层系和加密调整的潜力。而单个剩余油富集区体积较小，采用常规技术开发难以达到对剩余储量的最大控制。为了解决平面上多个相邻剩余油富集区和纵向上多个剩余油富集薄层的有效动用问题，综合运用先进的复杂结构井和采油工艺技术，通过优化层系、井网、井型，最大程度地提高水驱的控制和动用程度，实现立体开发。

针对复杂断块油藏存在的问题，实施细化注水，在精细构造研究的基础上，细分断块类型，按自然断块、小层、单砂体进一步评价提高采收率的潜力。针对不同断块的特点，通过层系细分重组、井网立体加密、钻复杂结构井和完善注采系统，实施跨断块注水、分层系注水和层系内分层注水，实现断块油藏纵向及平面的均匀驱替。对开启型断块主要采用水平井和分支井，对断层附近、构造高部位、井间和层间剩余油富集区进行精细开发；封闭性断块主要通过层系细分重组、完善注采系统、补充能量进行有效注水开发；极复杂断块在构造精细描述的基础上，明确剩余油分布，分小断块完善注采关系，对难以完善的单元灵活应用多种方式实现细化注水开发。

8、低渗透油藏实施短距离注水开发

低渗透油藏储量丰度较低，目前注采井距大，水驱动用程度低。制约低渗透油藏采收率大幅度提高的主要矛盾是： 中深层滩坝砂、砂砾岩储层评价及预测难度大，储层非均质性描述及对开发的影响研究还不够深入；水驱控制程度整体较低，技术井距小与经济井距大的矛盾突出，层系井网及注采井距有待进一步优化；水质达标率不高，注入水沿程二次污染比较严重。

针对低渗透油藏存在的问题，实施精细注水和有效注水，在储层非均质性精细描述的基础上，通过采用优化井距、细分加密、完善井网、改善水质、重复压裂等技术手段，实现有效注水，逐步扩大有效注水规模；加大污水站改造，不断扩大达标水质规模，实现精细注水；扩大水平井应用规模，特别是滩坝砂等特低渗透油藏，应用水平井、水平井分段压裂等技术，实现有效注水开发。

9、结论

①特高含水期油藏需要进一步加大层系细分重组， 采取井网立体加密调整、水平井开发单层、改善水质、调整注水产液结构等措施， 实现精细注水和有效注水开发。

②完善注采系统贯穿于油田开发的全过程， 在高含水后期开发阶段， 不能单纯追求注采井网的完善， 要在井网优化调整的基础上， 综合应用各种工艺技术对储层进行控制和改造， 以提高注采系统的针对性和有效性， 均匀控制驱替剖面。

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