不稳定注水方式的应用
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[摘 要]坨142断块2000年正式投入开发，目前已进入特高含水开发阶段，综合含水高达95.1%，日产油327t，地质储量1171.6×104t，目前累采油281.76×104t，采出程度26.2%，采出程度相对较低，仍具有较大的开发潜力。由于断块层系单一，措施主要以提液为主，措施的贡献率逐年减少，无新井接替。结合自身单元实际，实施开展了井区分类的不稳定注水方式，取得了一定的效果。
[关键词]水驱油藏 不稳定注水 地层能量 注采流线
中图分类号：TU996.2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）33-0376-01
1 不稳定注水方式的可行性分析
水驱开发的油田，经过长期注水开发后，地下形成相对固定的注采连通关系，注入水总是沿着相对高渗层先到达采油井底，水驱油效率降低。在工作制度或注入介质不变的情况下，一般采取井网调整、层系转换等方法挖掘剩余油潜力、提高水驱动用程度，需要的周期长，成本投入大。在现有注采条件下，采取不稳定注水措施，可改变液流、打破原有油水相对平衡分布，使剩余油在二次调整分配中被有效动用。
1.1 不稳定注水适用的类型
1.1.1 高渗条带型
在长期注水过程中，油水井间一般沿层内的相对高渗、低阻区形成了高渗条带，注入水沿高渗条带进入采油井底，水驱油效率逐渐降低，而条带两侧的剩余油由于受到注入水的相对屏蔽影响而成为剩余油。当水井停注后，随着高渗条带内压力降低，两侧剩余油进入条带，使剩余油被再次动用，恢复注水后，注入水一方面驱动高渗条带内的剩余油，还会进入条带两侧使水驱体积增加，提高了水驱油效率。
坨142断块是三角洲前缘亚相沉积，平面上不同沉积微相，造成储层的非均质性，长期高液量开采，形成固定流线，导致注入水沿高渗透通道（条带）的方向推进，造成油井含水上升快，尤其是沙二1521-22层系。
1.1.2 次流线方向动用型
当一口油井平面上为两向或多向受效时，若其中一个方向注采对应好为主流线方向，而其它方向注采对应较差是次流线方向，这时，对主流线方向水井实施不稳定注水，由于与次流线方向注水顶牛现象逐渐减弱，相当于加强了次流线注水，从而提高了次流线的水驱油效率，达到挖潜目的。从采液强度、累采累注图及流线方向来看，井区注采不均衡，注入水沿主流线方向窜通，主流线方向的油井含水平均达到了97.2%，动液面在1000m以上，非主流线方向的含水平均只有91.5%，动液面都在1300m以上（见图四）。平面上剩余油主要富集在井间非主流线滞留区域，非主流线方向的剩余油得不到有效动用。
1.1.3 油层边部顶部动用型
位于油层边部、顶部或注采不完善区的采油井，由于受效方向单一，在常规的连续注水时，油井能量高、流动性相对较好的为主要出力方向，而不出力、油层出液差，成为动用差的剩余油，实施不稳定注水后，随着主要出力方向的能量降低，不出力方向油层内的剩余油会随之被动用（见图6）。坨142断块从各层系动用差异上也可以反映出剩余油集中分布井网相对不完善的层系和顶部和边部的井区。以T142-49井井区为例，T142-65井单向受效于T142-49井，构造低采液强度低，注水波及少，含水只有66%，注入水向采液强度高的T142X48井窜流严重，油井含水高达98.8%，顶部剩余油得不到有效动用。
1.1.4 层间干扰动用型
当一口油井有多个生产层时，主力油层优先强水淹而成为主力层，受层间干扰、比较差层的非主力层相对处于被抑制状态，潜力不能充分发挥，如果卡封强水淹的主力层，会造成其中的剩余储量损失。对主力层实施不稳定注水，可降低层间干扰，使非主力层潜力得到有效发挥，同时，在主力层停注期间，可相应提高非主力层注水压力、增加有效注水。
坨142断块纵向非均质性严重，突进系数高达6.47，导致韵律层吸水状况差异大。152层吸水状况差异很大，各韵律层的相对吸水量分别：46.2%、23.1%、19.2%、11.5%。主力层干扰非主力层生产，潜力层得不到有效的发挥。
1.2 不稳定注水方式适用的范围
1.2.1 井网状况
坨142断块注采对应率为83.1%，两向及以上注采对应率为59.2%。 沙二151、1521-22、153层系较高，部分层系（沙二1523-24、154-6）注采对应率低，注采井网不完善。注采井网不完善，导致了水驱控制程度不同，沙二151、1521-22、153层系水驱控制程度较高。沙二1523-24、154-6层系水驱控制程度较低。
1.2.2 能量状况
坨142断块长期高液量开采，单元能量持续下降， 2000年动液面823m下降至2010年12月的1327.1m，地下亏空严重，能量的下降制约了单元的稳产及调整。
1.2.3 开发现状
从各层系的开发现状来看（见表2），沙二151.1521-22.153累计注采比都在1.0以上，而沙二1523-24、154-6层系从动液面和累计注采比来看都偏低。
从上述来看，在保证能量的情况下，综合考虑井网和水驱状况，优先选取了沙二151、1521-22、153层系作为实施不稳定注水的主阵地，而沙二1523-24、154-6层系由于能量、注采对应关系等的问题，暂时未做考虑。考虑能量问题不建议采用动关停注方式。综合考虑能量问题，对单元实施先期整体提水恢复地层能量，再实施提压水不稳定注水方式。
2 不稳定注水方式实施及效果
2.1 整体效果
考虑整体单元能量下降的问题，在实施不稳定注水方式之前，实施了单元整体提水，效果明显，能量得到有效恢复。
2.2 井区分类不稳定的效果
把井区分为16个井区，按能量的高低三类，进行不稳定注水调整。
2.2.1 流线单一、能量充足的井区.在保证井区累计注采比不变的情况下，实施先压后提的措施，由于边部和注采井网不完善，流线认识清楚，调整难度小，在现有井网条件下，实施不稳定注水效果较好。
2.2.2 地层能量不充足的井组
结合各油井动液面情况，实施先提水后压水的不稳定注水方法，在现有井网条件下，效果较好。
2.2.3 注采流线复杂的井组
利用日常动态监测资料，结合以往注采调整时油井的受效情况及累采累注情况，初期见效明显，产量保持平稳，后期由于受多个方向水井注水影响较大，单靠一口水井来调整，造成其它水线的突进，含水上升，下步考虑对整个井区的实施整体调剖。
综上所述，坨142断块实施不稳定注水见到了一定的效果。
2.3 调整后
2.3.1 产量状况评价
2.3.2 含水状况评价：单元含水上升符合开发规律，并有所下降。
2.3.3 能量状况评价：调整后，能量变好，虽然近期动液面有所波动，但地下亏空变缓，整体能量保持平稳。
2.3.4 压力状况评价：2011年以来，经过单元整体调整，地层压力逐渐恢复。
2.3.5 开发指标评价：各项开发指标明显提高。
综上所述，单元水驱开发效果得到明显改善。
3 不稳定注水方式认识和建议
确定不稳定注水方式时要综合分析地质因素、井网因素、能量状况和实施过程中的动静态变化等因素，确定合理的不稳定注水方式，不可采用单一模式。经过长期高液量开采，注采流线变得更为复杂，调整难度非常大，尤其是沙二1521-22层系。对流线复杂的井组，实施不稳定注水，应从地下整体注采状况出发，加强动静态资料的录取，顾全大局，选择适宜的井组，防止不稳定注水后其他油井单向突进、能量下降等的负面影响。