復雜斷塊油藏提高注水效果的探討

摘要：曙二區大凌河油藏為近源物質快速堆積形成的水下扇，發育多套含油層系且各自有獨立的油、氣、水組合，斷裂系統復雜。而早期少井多注的開發方式造成剩余油分布高度分散。近年來通過實施井網完善、動態調注、周期注水、分層注水，輪替注水等技術實現了區塊高效開發。

關鍵詞：多套層系；斷裂系統復雜；剩余油分布復雜；井網完善；高效開發

1 油藏地質特征

曙二區大凌河油藏位于曙光油田南部，開發目的層為沙河街組三段大凌河油層，埋深1350—1850m，平均深度1675m，含油面積為4 5Km²，地質儲量為1504×104t。

1.1構造特征

曙二區大凌河油藏基本形態為一由西北向東南傾沒的斜坡，傾角為9，閉合高度為250米。構造內有10條主要斷層把曙二區大凌河切割成10個大小各異的斷塊，斷層不控制沉積，但控制油、氣、水的分布(圖1—曙二區大凌河油層開發井位部署圖)。

1.2沉積特征

曙二區大凌河油層屬于洪水期近源物質快速堆積形成的水下扇，呈現為多套深水濁積巖體與深水湖相泥巖互層沉積組合，縱向上總體分四套砂體，大Ⅱ、大Ⅲ砂體普遍發育。是全區的重要產能區。

1.3儲層特征

曙二區大凌河油層受巖性和構造的雙重控制，在縱向每個油層組都有一套獨立的油、氣、水系統。平面上油層變化較大，各個油層組的厚度在不同的部位差異大。油藏孔隙結構屬于中孔、中滲、細吼不均勻型，孔隙度22.36％，滲透率349×10—3μm²。油藏巖性以砂礫巖和礫狀砂巖為主，膠結類型以孔隙式為主，巖石結構的主要特點是粒度粗，分選差，顆粒磨圓度差。油層泥質含量較高，為13.9％，給油田開發帶來一定影響。

1.4流體特征

曙二區大凌河油藏原油粘度平均為88.6(50℃)mPa.s，凝固點為15.8℃，比重為0.9068，含蠟量為10.7％，瀝青+膠質含量為28.4％；地下原油粘度為59.95mPa.s，原油密度為0.896，原始油氣比為24m³／t。地層水屬NaHCO₃型，礦化度3875mg／l。

2 開發歷程及開發現狀

曙二區大凌河油藏1978年10月投入試采，(圖2一曙二區大凌河開發階段劃分曲線)1984年3月大規模新井投產，日產油保持在300t／d左右，含水依然上升較快，由階段初期的32％升至65.9％。1991年6月后產量持續下降，先期遞減較快。1996年后加大了措施力度，采取補孔，堵水、調水等綜合措施，并針對油層堵塞進行了有效的油層改造措施，年產油基本實現了低速穩產運行。

截止到目前共有油井59口，開井51口，日產液1681t，日產油122t，綜合含水92.8％，采油速度0.3‰采出程度10.44‰可采儲量采出程度64.5％，共有水井27口，開井24口，日注水1285m³，月注采比0.65，累積注采比1.11。

3 油藏開發存在的主要問題

“十五”以來，曙二區大凌河開發效果變差，綜合遞減由“九五”末期的0.5％上升到2004年的12.5％，上升了12個百分點，并且油藏開發效果有進一步變差趨勢。

3.1油層平面發育不穩定，井網完善難度大，儲量動用不均

曙二區大凌河油藏屬于近源物質快速堆積形成的水下扇，砂體透鏡體分布，橫向連通性差，油層發育不穩定。平面上大Ⅱ、大Ⅲ、大Ⅳ三個主力油層組不重疊，西北部主要為大Ⅱ組，東北部為大Ⅳ組，南部Ⅱ—Ⅲ組發育較好，大IV組相對較差；即使同一油層組內部，也分為幾個主砂體，如大Ⅱ組主要有三個主砂體，大Ⅲ組主要由四個主砂體。另外，二區大凌河油層與下伏杜家臺油層共用一套開發井網，更加大了注采井網完善難度，造成平面儲量動用不均衡。統計三個油層組平面動用狀況，存在多個無注水區域，油井低產或關井，平均單井產液量只有12t，含水65.3％，采出程度低，而部分注水區域卻水竄嚴重，產液量高，含水上升速度快，儲量動用程度相對較高，如曙2—8—004C、曙2—7—006等區域單井產液量高達85t，含水95.4％。

3.2油層縱向非均質性強，水竄現象嚴重，縱向動用差異大

二區大凌河油層非均質性強，根據油層取芯資料統計，油層非均質系數為15.94，變異系數為0.8609，油層非均質性嚴重。受儲層物性的層間差異影響，縱向動用程度差別較大，主力油層組大Ⅱ、大Ⅲ整體動用程度相對較高，動用程度達83％以上，大Ⅳ動用相對較差，動用程度只有72％，但各油層組內單層水竄嚴重，小層動用極不均衡，而且單層厚度大的小層內注入水也沿高滲條帶突進，加劇了層內縱向動用差異。

4 油藏開發潛力分析及挖潛方向

4.1平面剩余油分布規律研究及挖潛方向

平面剩余油分布主要有以下幾個特點：一是構造高部位、局部構造高點及構造邊角存在注水未波及的剩余油富集區域，而構造低部位剩余油飽和度相對較低，但供液充足；二是受注采井網完善程度影響，注采井網不完善或原注采井網完善后井況損壞區域，剩余油較富集-三是受油水井工作制度和井距不配套影響，在儲層物性較好的連片分布油層中仍有部分注水未波及到的剩余油富集區。

平面挖潛的幾項措施：一是完善無注水區域注采井網。二是依據剩余油分布受構造控制的因素，進行高、低構造部位注采結構調整，改變流液方向。三是配合構造高、低部位注采結構調整，靈活應用多種注水方式，改善水驅效果。

4.2縱向剩余油分布及挖潛方向

縱向剩余油分布主要有以下幾個特點：一方面受儲層物性的層間差異影響。縱向動用程度差別較大，主力油層組大Ⅱ組，大Ⅲ組整體動用程度相對較高，仍是下步挖潛主力層，大Ⅳ組動用相對較差。另一方面受層內非均質性影響，存在層內未水淹及弱水淹區。由于單層厚度較大的小層內存在高滲條帶，加上大凌河油藏注水開發初期注水強度大(月注采比最高達3.5)，造成注入水沿層內高滲條帶突進，其他相對低滲部分弱水淹，甚至未水淹，該類剩余油主要靠層內不穩定注水、深度調剖來挖潛。

縱向挖潛的幾項措施：一是改善縱向開發矛盾，通過水井分注、細分注水，調剖和油井補孔、封堵、解堵引效等配套措施，控制高滲層吸水、產液，充分發揮低滲層潛力。二是抑制層內注水突進，選取部分單層厚度大，層內突進嚴重的多級分注井，采取分層段的不穩定注水方式，驅替層內低滲條帶剩余油，增加層內動用程度。

4.3以“注夠水”為前提開展解堵措施，提高措施效果

一方面對無注水補充能量的低產低壓井點通過轉注、加強井組對應層位注水補充地層能量，地層供液充足后確認油層堵塞引起低產再實施解堵；另一方面對層間矛盾較小的油層堵塞井點實施不動管柱解堵，節省作業費用，對高產液，層間矛盾突出的井點，認真分析高產液與低滲層位，采取分層解堵，提高措施效果。

5 開展的主要工作及效果評價

近年來通過剩余油分布規律研究，采取了以下措施實施油藏挖潛并取得了一定效果：

5.1新增注水井點，完善注采井網

通過研究確定了適合該塊油藏轉注的主要原則：一是按油、氣、水組合完善注采井網，對油藏的大Ⅱ、大Ⅲ、大Ⅳ三套油氣水組合分別進行注采井網完善，二是分別對大Ⅱ組的3個主砂體，大Ⅲ組的4個主砂體按砂體單元完善注采井網；三是結合剩余油分布、微構造微幅度完善注采井網。

按照謝爾卡喬夫公式

ER=EDe-100α／f

式中α引用遼河油田統計的井網密度指數與流度關系式，即

α=0.0893-0.0208×1g(K／μo)

ER為采收率，％；ED為驅油效率，％；α為井網密度指數，f為井網密度，口／km²。K為滲透率，μm²；μo為地下原油粘度，mPa.s。

計算結果

α=0.135787，f=31.7口／km²，折算井距178m

曙二區大凌河目前井距168m，滿足井網需要

依據以上完善注采井網原則，優選了7個單元進行注采井網調整，轉注7口井，注采井數比由1:3.2增加到1:2.0，轉注初期平均單井日注水60m³，年增注水5.32×104m³，共有8口井見到增油效果，初期日增油9.5t，年累增油1040t，有6口油井日產油保持穩定。

如曙2—8—307由于無注水補充能量，油井低產嚴重，多次解堵效果均較差。為保證地層有充足供液能力，曙2—8—3井5月份轉注，日注水50m³，3個月后曙2—8—307見注水效果，日產液由15t／d升到32t／d，日產油由4t／d升至7t／d，動液面由1262m升至850m。

增加7個注水井點后，主體部位注水量仍然保持在1100m³／d左右，平均單井洼水壓力由8.5MPa下降到7.9MPa，單井日注水量由80m³下降至60m³，受水竄影響嚴重的油井由16口下降到7口，含水上升得到有效控制。

5.2完善油藏邊部注水，有效驅替剩余油

對邊部3口以前認為無效、低效的不正常水井通過了分注、檢分注復注，并制定了精細著，但仍然存在誤判率高、準確度低的問題，對電機系統故障診斷技術的研究有必要進一步深化和成熟。