水驱油藏精细注采技术应用研究_1

水驱油藏精细注采技术应用研究
发布时间：2022-10-09T08:19:36.180Z 来源：《科学与技术》2022年11期作者：叶琪
[导读] 水驱油藏是五蛟西采油作业区原油产量稳定的基石
叶琪
长庆实业集团五蛟西采油作业区，甘肃省庆阳市，745607
摘要：水驱油藏是五蛟西采油作业区原油产量稳定的基石，部分区块已经处于高含水开发阶段，在高含水阶段进行水驱油藏开发难度持续加大，低油价下如何实现水驱油藏效益开发，提高水驱开发质量成为关键。

而这个关键的核心就是精细注采。

为此，以不同类型水驱油藏需求为导向，从水质源头出发，坚定“注好水、注够水、注有效水”目标，不断创新精细注采技术，高效调控，提升水驱动用质量，实现水驱油藏效益开发。

关键词：水驱油藏；精细注采；低渗透油藏
引言
水驱油藏注采开发系统包括井网系统和注采压力系统，井网及生产制度合理性的分析贯穿于油藏开发全过程。

尤其是油藏进入高含水开发阶段后，油水渗流规律极其复杂，如何合理而准确地对水驱油藏开发系统进行评价，关系到油藏下步挖潜方向及调整措施的有效性。

因此，准确认识油藏当前开发系统相对于油藏状态的优劣程度，及时发现油藏开发存在的问题，对制定科学、合理的开发调整方案，最终实现油田高效开发，具有极其重要的现实意义。

1.纳米微球深部调驱技术
低渗透油藏由于储层物性差，进入中高含水期后，受储层非均质性以及注入水驱替冲刷的影响，局部区域水窜加剧、水淹井增多，注采调整及常规调剖治理手段有限，大量剩余油富集在水线两侧难以有效采出。

纳米微球深部调驱技术以其粒径小、可形变、提压小、可依托注水系统集中实施的突出优势，近年来在长庆油田特低渗透油藏Ⅰ+Ⅱ类规模应用取得了较好的效果效益。

开展纳米微球深部调驱适应性探索，进一步提高采出程度尤为必要。

采用反相微乳液聚合工艺，将水相聚合反应封闭在油相分散系的“微反应器”中，通过调整单体、引发剂配比来得到理想粒径的聚合物微球。

其特点是水化性能好，在水中可均匀分散，吸水膨胀后粒径可以扩大为原来的5~10倍，其表面的活性亲油基团会吸附在岩石壁面的剩余油膜上，从而提高驱油效率。

与常规聚合物材料相比具有注入性好、耐高温高盐、溶解性好等优点。

2.提高驱油效率
常规提高采收率的方法包括2方面：①通过改善油藏管理，优化井网和分层注水，利用加密井、水平井等措施和技术扩大波及体积提高最终采收率。

②利用强化采油（EOR）方法进一步扩大波及体积和提高驱油效率。

但EOR方法需较大投入，在低油价条件下很难获得经济效益。

大量研究表明，注水开发过程中润湿性的变化有助于改善最终采收率，长期水驱可起到既扩大波及体积又提高驱油效率的双重作用。

为此，深入分析成熟开发油田进入特高含水和极限含水阶段进一步改善注水开发效果提高采收率的可行性，并提出技术对策。

应用适合具体油藏特征的低成本、有效技术提高特高含水期水驱最终采收率的主要途径包括：①以单砂体为单元的注采开发，减缓层间和平面非均质性的影响，最大程度地扩大水驱波及体积。

②实现长期高孔隙体积倍数注水，延长油田开发生命期，进一步提高驱替效率。

大量研究和应用实例证明长期高孔隙体积倍数注水既可以扩大波及体积也可以提高驱油效率。

长期高孔隙体积倍数注水可使驱油效率达70%以上。

大量油田类比实例说明强水驱开发油藏利用天然水驱能量开采最终采收率可达50%～70%，而对于溶解气驱或弱天然水驱为主的油藏，注水可以提高采收率为20%～46%，同样取得高达70%的最终采收率。

特高含水和极限含水阶段通过高孔隙体积倍数注水驱油具有技术可行性，但受经济效益的制约。

进入特高含水开发阶段的成熟开发油田具有大量的近井距开发井和完善的生产设施，以此为基础，在应用周期注水、关停老井侧钻、沿断层面高含油饱和度区钻加密井等技术进一步扩大水驱开发波及体积的基础上，应用自流水注水、低矿化度水驱、同井注采工艺技术可有效降低注入、产出水处理费用和其他设施成本，提高最终采收率。

另外，针对不同规模、开采经济界限的特定油藏，其应用可行性还需进一步深入研究。

3.量化评价注采调整措施
常规注采系统适配性随开发的进行逐渐下降，因此需要进行注采调整。

现场常用的注采调整方法包括转变流向、井网加密、交替注采等。

针对注采模型在原井网含水率达到80%后，分别采用转变流向、井网加密和交替注采对原开发系统进行改进，研究常用注采调整措施的作用机理。

井网加密措施在初期改善效果并不明显，但措施后2a内相对适配系数递减较缓，后期递减加快。

井网加密在一定程度上缓解了高渗透通道的影响，但该措施难以动用生产井间区域，波及效果较差。

交替注采的适配系数与注采阶段有关，注入阶段主要是水相在低含油饱和度区域的流动，因此表现为适配系数骤降；但是由于在注入阶段油水饱和度分布趋于均匀，高渗透通道处的相对适配系数有所改善，高渗透通道的影响被压制。

采出阶段相对于注入阶段发生在高含油饱和度区域的流动要更多，因此平均相对适配系数较高，且随采出时间的延长，流动更加深入到高含油饱和度的区域，因此整体相对适配系数逐渐增大。

但在采出阶段高渗透通道处的适配系数下降，出现与连续注采类似的八字形区域。

交替注采过程相对适配系数基本无瞬时改善效果，但有效减缓了原始方案相对适配系数的递减速度。

4.注采模式的水驱油藏剩余油分布特征
N油田是河流相沉积的构造层状油藏，经过多年的注水开发，油田已进入中高含水期，长期多层合注合采以及复杂的砂体发育模式导致剩余油在平面和纵向上定量描述难度非常大，而剩余油的描述精度直接决定着油田调整挖潜的效果。

由于动态测试资料较少，无法对平面水淹特征进行精细认识，且目前已有的水淹分布规律研究方法并不能完全定量描述油井与油井间、油井与注水井间不同位置的水淹分布规律，不能完全满足油田的开发需要。

文中结合N油田的地质油藏特征和生产特征，在辫状河储层复合砂体精细解剖的基础上，结合钻井资料和精细油藏数值模拟方法研究了平面及纵向上的剩余油分布特征。

研究成果对油田井间加密、砂体顶部剩余油挖潜和中高含水期低效井治理具有重要的意义。

(1)N油田为辫状河沉积，通过对辫状河复合砂体进行精细解剖，将砂体成因划分为心滩成因和河道成因两类，并在此基础上结合注采井网，提出了辫状河道注水－心滩坝采油、心滩坝注水－辫状河道采油、心滩坝注水－心滩坝采油、辫状河道注水－辫状河道采油四种不同的注采模式。

针对N油田的四种注采模式，分别描述了剩余油的分布状况，解决了油田剩余油定量描述难度大的问题。

(2)通过结合储层精细解剖成果和注采模式开展剩余油分布研究，能精细描述辫状河复合砂体剩余油分布特征，更有利于高含水期剩余油挖
潜，也为高含水期心滩坝顶部剩余油挖潜提供了技术支持。

结束语
综上所述，低油价下提升水驱动用质量，实现效益开发是当前一段时期内原油生产最关键的工作之一。

为此，以提高水驱油藏质量和效益开发为目标，持续精细化、智能化注采主导技术创新完善，同时，随着精细注采技术创新和主导技术推广实施，各类型油藏整体开发指标不断提升，水驱开发质量持续向好，为油田可持续高质量发展夯实了基础。

参考文献
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