低滲高凝油藏注水吞吐開發模式的應用

袁曉俊

（中國石油浙江油田公司地質研究所，浙江杭州 310023）

低滲高凝油藏注水吞吐開發模式的應用

袁曉俊

（中國石油浙江油田公司地質研究所，浙江杭州 310023）

海上油田對注入水質要求嚴格、水源研究日趨重要。沙東南-渤中地區為渤海油田重要產區，注入水源充足與否直接決定著油田開發生產是否順利。本次針對該地區，對主要水源目的層館陶組進行了水資源量評價研究工作。館陶組儲層系統研究表明，館陶組砂巖雖然分布廣、但厚度變化大、物性非均質性強，具體油田館陶組水源條件因此有所差異。采用容積法對沙東南-渤中地區館陶組儲層水資源量進行了計算，該區館陶組水資源量為3366×108m3，其中Ng1段水資源量為840×108m3；Ng2段水資源量為483×108m3；Ng3段水資源量為2043×108m3。總體水資源量比較充沛，能夠滿足沙東南-渤中地區各油田長期開發對水資源的需要，但分布復雜，需要針對具體油田進行深入研究。

復雜小斷塊；低滲透；高凝油；注水吞吐；提高采收率

白駒油田豐探區塊原油密度（20℃）范圍為0.850～0.92 g/cm3；60 ℃時粘度值變化范圍為 46.13 mPa·s～54.65 mPa·s；含蠟量變化范圍為 26.15%～32.15%；凝固點變化范圍為42～44℃；原油具有中高密度、高凝固點、高粘度，屬高凝重－中質稠油。儲層具有低孔低滲特征，孔隙度在3.56%～18.44%之間，滲透率在0.01～17.01×10-3μm2之間，平面和縱向上非均質性強。豐探區塊儲層有效厚度在0.8～4.0 m之間，區塊儲量54.55×104t，儲量豐度低僅只有39.2×104t/km2。區塊于 2007年投入開發，單井產量平均在1t左右，自然遞減率達到42%，2008年注水補充地層能量，在注水開發過程中，水井頻繁出現憋壓、注不進水的現象，而受益油井見不到注水效果或效果很差的被動開發局面。分析認為主要由以下原因引起：（1）區塊油藏地質情況復雜，存在多條較大的斷層，此外斷塊內部也有小的斷層。斷層的遮擋往往使得注水井效果大打折扣，油井不見效；（2）原油具有粘度高，凝固點高，水驅油過程中需要較高的驅替壓力；（3）油層低滲，導壓系數低；（4）油層連通性差。如何采取措施補充地層能量，改變無效水驅的開發被動局面是白駒油田開發中的一大難題。為此開展了對豐1-5井注水吞吐開發的開發試驗，來證實對親水高凝油藏采用單井注水吞吐采油方式的可行性。

1 單井注水吞吐原理

注水吞吐采油技術是在一個油層具有親水性的密閉油藏單元內，利用油層的親水性，發揮毛管力吸水排油的作用，將原油從低滲孔道排到高滲孔道，而注入水部分進入并駐留在低滲孔道，使油層內油水飽和度重新分布。注水吞吐采油技術使原油從小孔道進入了大孔道，利于采出；使地層壓力得以恢復，為原油的流動采出提供能量。

2 注水吞吐實施步驟

單井注水吞吐就是通過對油井注水補充地層能量，注入一定量的水后，注入水與地層原油進行置換，通過開抽，提高油井產量，利用這種原理逐漸提高油藏采收率的，它可分多期進行，每個周期又可以分注水、悶井和采油3個階段。

2.1 注水階段

油井無能量補充衰竭式生產，在進入注水補充能量階段，隨注水量的增加，井底附近含油飽和度大幅下降，而地層邊界附近含油飽和度則稍有上升，地層壓力的逐漸升高。對于含油面積小的油藏，注水對地層中流體的影響很大，影響范圍甚至可以達80%以上。

2.2 悶井階段

悶井的主要目的是利用油層的親水性，充分發揮毛細管吸水排油的作用，使注人水隨地層壓力擴散的同時與地層原油發生交換，促使水線逐漸向油層遠處推進。使注入水在地層壓力擴散的同時與地層原油發生交換.將油脫離開來，當油水達到新的分布和平衡時，地下流體飽和度發生變化，水線停止向前推進，有利于原油的采出。

2.3 采油階段

該階段儲層流動為油水兩相流動.由于注入水大部分聚集在井底附近，因此開采初期含水高，隨開采時間增加逐漸下降，然后再緩慢上升。而日產油有一個先上升再逐漸遞減的過程，表明地層深處的油向井底流動。

3 注水吞吐適用條件

3.1 剩余可采儲量

注水吞吐的井應選擇區塊小，注水井少或者無能量補充的井，小區塊往往靠彈性降壓開采。如果有少量注水井，則注水效果差或者井間不連通，往往這類井或井組油的動用程度低、采出程度低，其剩余儲量高，具有實施注水吞吐的充足物質基礎。

3.2 儲層特征

巖石潤濕性以親水為主，是毛管力自吸排油的最基本條件。當油藏儲層巖石潤濕性表現為親水時，根據格拉哈姆的理論公式，巖石親水性越強，毛管自吸驅油效率也就越高。由于注水吞吐時水優先進入高滲透主力油層而形成注入水與動用差的油層有較大的接觸面，增大了油水置換的面積。如果油層為反韻律，則在自吸驅油的基礎上，同時增加了水的重力驅油作用，顯然這類儲層注水吞吐效果要好得多。自吸水驅油是裂縫、高滲透層或區塊中的注人水與基質、低滲層或低滲區之間的油水置換過程，顯然增大滲吸的油水接觸面是促使滲吸效率提高的關鍵所在。因此，應優先選擇裂縫性儲層或裂縫發育的井或井組實施注水吞吐。室內單井吞吐模擬實驗表明，在相同條件下，毛管力吸水排油作用利于非均質模型的采收率較高。裂縫儲層的非均質性使得毛管力滲吸作用增強，有利于提高注水吞吐采收率。

4 注水吞吐應用

4.1 基本情況

豐1-5井位于白駒油田開陽斷塊，單井控制儲量1.1×104t，油藏埋深 1860 m，地層原始壓力 18.25 MPa，地面原油密度0.8571 g/cm3，原油粘度35.28 mPa·s（60℃），凝固點44℃，含蠟量29.4%。含膠質、瀝青22.75%。儲層孔隙度 12.19%，滲透率 2.16×10-3μm2。巖石潤濕性實驗結果表明儲集層為弱親水砂巖油層。該井生產井段泰一段的1850.2～1855.2 m、1864.2～1868.2 m（厚9.0 m/2層）。

該井于2008年1月29日進行轉注，該井投注初期泵壓16.5 MPa，油壓16 MPa，日注水40 m3。隨后注水壓力不斷上升，水井出現憋壓現象。周邊生產井在注水周期內未見注水效果。綜合評價后分析原因在于豐1-5井組存有斷層阻隔，導致與周邊生產井注采對應關系不佳。結合國內外注水吞吐開發的成功經驗，決定對該井進行注水吞吐試驗，從而嘗試探索低滲透小斷塊高凝油油藏開采方式。

4.2 實驗效果及分析

豐1-5井于2008年9月1日停注，停注前泵壓26.9 MPa，油壓26.3 MPa,套壓24 MPa,停注時累計注水7276 m3，注水周期211 d。2008年12月10日改采自噴，關井周期101 d。改采自噴階段，初期自噴產液8.7 m3，含水95%～100%，隨后含水逐漸下降，至2009年3月10日含水下降至30%，自噴液量也下降至2.3 m3，自噴液量437 m3，產油46.7 t。2009年3月28日下泵改采，初期產液20.4 m3，含水波動范圍在80%～96%，后期穩定生產在日產液5.3 m3,日產油1.6 t，含水67%，累計增油710 t。

注水期間進行吸水剖面測試結果表明1850.2～1855.2 m處吸水強度為4.1 m3/d·m，遠大于1864.2～1868.2 m的1.8 m3/d·m。說明在自吸驅油的基礎上，反韻律的特點一定程度上增加了水的重力驅油作用。從生產情況看，轉采后的生產井能量較充足，可以實現短期的自噴生產，而含水率也較投產時有較大幅度的上升，這說明注入水主要集中在近井地帶，沒有大面積擴散，使得近井地帶油層壓力大幅度上升。在2008月9月進行靜壓監測測得該井油層中部壓力為36.868 MPa，是原始地層壓力的2倍。可見關井后豐1-5井近井地帶有效形成了憋壓，使毛管力作為一種驅動力吸水排油得以實現。

注入水在高壓下將沿著親水介質表面不斷向前“爬行”，將原油從親水介質“脫離”開，降低了原油與孔隙介質表面的附著力，使轉采后原油流動阻力降低。由于以上兩方面的共同作用，豐1-5井產能得到了提高。

5 結論與建議

（1）要取得較好的吞吐效果，在選擇井的條件上應該具備以下幾點：

①選擇井應該具備一定的剩余油基礎；

②選擇井與周圍各井動態連通性較差，單井控制儲量封閉性較強；

③選擇井與豐1-5儲層類似（低孔、低滲、反韻律）；

④單井注水吞吐，注入量要夠，一般達到采出體積的15倍以上，保證地層能量得到有效補充地基礎上，實現地層憋壓；吞吐前要有一定的關井悶井時間，至少大于90 d，確保高低滲透層之間油水得到充分置換。

⑤選擇井油藏埋深在1800～1900 m注水吞吐對高凝油是有效可行的。

（2）豐1-5井進行的注水吞吐實驗性的成果為低滲透小斷塊高凝油油藏開采方式的理論探索做了很好的嘗試，目前白駒油田適合注水吞吐的井有豐1-8井、豐探9井等，建議在優化注入量、吞吐量、關井時間、采油時間下在白駒油田得以推廣，從而改善區塊開發效果。

[1] 李道品，等.低滲透砂巖油田開發[M] .北京：石油工業出版社，1997.

[2] 王乃舉，等.中國油藏開發模式總論[M] .北京：石油工業出版社.1999.

[3] 黃大志，向丹.注水吞吐采油機理研究[J] .油氣地質與采收率，2004，11（5）：39-40，43.

[4] 王鵬志.注水吞吐開發低滲透裂縫油藏探討[J] .特種油氣藏，2006，13（2）：46-47，55

Application of developing low permeability and high pourpoint oil reservoir by water injection-production

YUAN Xiaojun
（Geological Research Institute of PetroChina Zhejiang Oilfield Company，Hangzhou Zhejiang 310023，China）

Most reservoirs of the Baiju oilfield are complex fault block pools with faults developed in the reservoir.The blocks are small and closed.the reservoir permeability is low ，the pour-point and oil viscosity is high.which makes it difficult to displace oil by water looding.Soon after injectors are brought into production，the injection pressure is increased rapidly.Meanwhile，the injectivity decreases dramatically，which leads to little benefit to corresponding oil wells.The single well water injection stimulation development model on one hand to make full use of the sandstone of hydrophilicity,according to close water medium self-priming exhibit realize water flooding mechanism,on the one hand,the complement of formation energy,restore formation pressure,realize the artificial supplement energy.Not only extend the water flooding affected radius,improve oil displacement efficiency,also improve energy supplement no fault block recovery,this technology in high pour-point oil reservoir of practical application get better effect.

complex fault block；low permeability；High pour-point oil；water injection-production；enhancing oil recovery

TE348

A

1673-5285（2012）03-0012-03

2012－01-05