超低滲透油藏注水開發效果評價及存在問題

宋 揚

（大慶油田勘探開發研究院，黑龍江大慶 163712）

超低滲透油藏注水開發效果評價及存在問題

宋 揚

（大慶油田勘探開發研究院，黑龍江大慶 163712）

隨著石油勘探規模的不斷發展，超低滲油田發現的數量和儲量規模也在不斷擴大，但超低滲油田儲層物性差、非均質性強、天然能量匱乏、產量遞減快，因此對該類油田進行注水開發，盡快提高油田的開發水平和經濟效益成為企業發展的首要問題。通過對國外某油田X斷塊注水開發動態的跟蹤評價，針對油田注水開發過程中的儲層吸水不均勻、注采系統不平衡、儲層非均質性強等問題，提出增設注水井完善注水平衡，進行水質監測提高儲層吸水效果等措施，從而實現超低滲透油田高效開發穩油控水的目標。

超低滲；注水開發；儲層非均質；注采比；注入水水質

國外某油田X斷塊為低孔、超低滲油藏，由于儲層物性差，投產初期產量遞減快，為了實現油田快速上產高效開發，于2011年6月在該斷塊進行注水試驗，目前共有采油井20口、注水井6口。通過對該斷塊注水井和采油井的動態跟蹤，總結出儲層非均質性強，吸水不均勻，注入壓力不斷上升，頂破裂壓力生產等特點，為以后對該類油藏的研究提供寶貴的參考資料。

1 油藏概況

X斷塊位于油田中部潛山斷裂帶的中部，主要是受早期發育的3個反向正斷層控制形成的斷鼻構造。圈閉幅度575m，圈閉面積8.53 km2，地質儲量860.61×104t，含油面積2.39 km2，平均有效厚度59.7 m，地層傾角16.5°。局部構造內斷裂發育，由構造、巖性控制油氣分布。以凝灰質細砂巖、凝灰質粉砂巖為主。平均滲透率0.23×10-3μm2，平均孔隙度14.0%。斷塊設計280m井距，三角形井網形式開發，采取邊部加點狀注水方式。2012年9月，平均單井日產油量5.8 t，綜合含水18.9%，累計產液量20.14×104t，累計產油量17.75×104t，累計注水量 6.21×104m3，采油速度 0.45%，采出程度2.06%。

2 注水效果評價

2.1 水驅控制程度分析

從構造圖及油水井平面分布上看，X斷塊投產20口油井（其中3口采油井無水井支撐，17口采油井與注水井連通），6口注水井。單向水驅控制程度64.7%，雙向水驅控制程度16.0%，三向水驅控制程度3.9%，合計84.6%。以單向水驅控制程度為主，水驅控制程度較低。在目前井網條件下注水開發效果較差，注水見效緩慢。可進一步增注水井點、增加注水層位進行儲層改造，提高水驅控制程度和水驅動用程度。

2.2 吸水能力分析

2011年6月X斷塊投注6口注水井，全部分層注水，分注率100%。至2012年9月，已注水生產16個月，平均單井射開砂巖厚度66.1 m，平均注水壓力11.9 MPa，平均日注水量22.5 m3，平均視吸水指數1.90 m3/d·MPa，平均注水強度 0.34m3/d·m。注水井注入壓力、注入量、注水強度、視吸水指數都趨于穩定[1]（見圖1，圖2），表明油層具有一定吸水能力，且注水過程中未引起儲層堵塞及孔滲變化，地層能量得到一定恢復。

圖1 X斷塊注水井吸水能力曲線

圖2 斷塊注水井生產動態曲線

2.3 吸水剖面分析

統計X斷塊的5口井31個小層的吸水剖面資料，吸水層數為19層，吸水層數比例為61.3%，砂巖吸水厚度比例為84.8%。吸水層數較少，但吸水厚度比例較高。從表1可以看出，Ⅱ24-29號層吸水厚度占總吸水厚度的72.1%，吸水量占總吸水量的71.7%，為主力吸水小層。各小層吸水能力差別較大，主要是由于水驅動用程度不均勻，Ⅱ22、Ⅱ39、Ⅱ40號小層射開井數少，射開砂巖厚度薄等原因[2]。表明該注水試驗區儲層吸水能力有差異，吸水程度不均勻，縱向非均質性強的特點[3]（見圖3）。

2.4 采油井見效特征分析

該斷塊注水后第2個月，含水就明顯上升，注水半年后采油井產量出現上升趨勢。20口采油井中，17口采油井與注水井連通，受效井14口（增油井7口，穩油井7口）占82.4%。注水前平均單井日產油4.2 t，含水22.4%；注水后平均單井日產油6.2 t，含水28.2%，增油2.0 t。注水前一年平均月遞減率為2.89%，注水后一年平均月遞減率為-3.52%。

2.5 措施效果分析

該斷塊共有2口井采取了補孔壓裂措施，措施后增油效果明顯。59-xt203井全井射開有效厚度由原來的29.5m增加到40.9m，補孔前日產油4.1 t，含水1.8%，補孔后最高峰日產油22.8 t，含水4.6%，增油18.7 t。56-t203井全井射開有效厚度由原來的15.8m增加到44.7m，補孔前日產油7.0 t，含水2.4%，補孔后最高峰日產油20.2 t，含水11.4%，增油13.2 t，補孔壓裂后產量明顯上升，措施效果明顯（見表2）。

2.6 地層壓力分析

統計8口井14次采油井靜壓測試資料，斷塊2011年6月開始注水后，地層壓力緩慢回升，平均地層壓力為5.8 MPa。到2011年9月，地層壓力回升到7.5 MPa，說明注水受效，地層能量得到恢復（見圖3、圖 4）。

表1 X斷塊吸水剖面統計數據表（2011年9月）

表2 X斷塊2口補孔壓裂井統計表

圖3 X斷塊主力吸水層條形圖

圖4 X斷塊地層壓力測試柱狀圖

3 存在的問題

3.1 儲層非均質性

目前常用滲透率變異系數、突進系數和級差等參數定量描述儲層非均質性[4-7]，但由于這些參數存在人為主觀性強及描述方法定量化程度不高等原因，不能定量描述儲層非均質特征，因此本文通過繪制洛倫茲曲線來定量描述儲層非均質性，以避免上述不良因素的影響[8]。洛倫茲曲線以吸水厚度百分比為橫坐標、吸水量百分比為縱坐標，斜率為45°的直線稱為“絕對均勻線”，即曲線距離斜率為45°的直線越遠，注水剖面越不均勻。通過繪制4口注水井洛倫茲曲線可以看出，各井都存在一定的非均質性，且差距較大，54-t204井、63-t203井比56-t210井、66-t210井非均質性大（見圖5）。

3.2 合理注采比

注采比是衡量油田注水開發過程中注采平衡狀況的重要參數，是反映產液量、注水量與地層壓力之間聯系的一個綜合性指標。該斷塊目前投產20口采油井，設計7口注水井，設計注采井數比為0.35。實際投注6口注水井（1口井因套變未轉注，待大修），實際注采井數比為0.3，目前月注采比0.63，累積注采比0.24，未能達到預期設計的注采平衡關系。

圖5 X斷塊洛倫茲曲線圖

注采不平衡勢必會引起各注采井組地層壓力變化，使地層能量局部集中，形成局部高壓區，進而造成注水井注水壓力上升。目前已有2口注水井的注入壓力超出井口破裂壓力，其他注水井的注入壓力也已經接近井口破裂壓力，因此應盡快投注設計未投的注水井，盡快達到注采平衡。

3.3 注入水水質

該斷塊為低孔、超低滲儲藏。巖性以凝灰質細砂巖、凝灰質粉砂巖為主。分析該斷塊26塊巖樣的壓汞測試資料，滲透率范圍在 0.01～1.72×10-3μm2，僅 26.9%的巖樣滲透率大于0.1×10-3μm2，孔隙半徑平均值為0.357，孔喉類型以細喉道為主[9、10]。

當注入水懸浮固體含量過高時，大的固體顆粒會堵塞儲層的流通孔道，使油層吸水量大幅度下降;當注入水中含油量過高時，油滴會進入巖石的微小孔隙，形成附加毛管壓力，堵塞微小孔隙，使注入壓力上升，油層吸水能力下降[11]，當注入水與地層水不配伍時，容易形成沉淀，使得管線和地層堵塞。因此注入水水質對超低滲儲層的吸水能力有極其重要影響，應該加強注入水與地層的配物性、水質監測、注入水的有效驅替等試驗研究,從而提高注入水的質量，提高油田注水開發效果。

4 結論

（1）該斷塊儲層縱向非均質性強，各小層吸水能力差別大，個別層甚至不吸水，嚴重影響斷塊的注水開發效果。

（2）斷塊設計280m井距三角形井網，采取邊部加點狀注水方式。斷塊內采油井多、注水井少，注采系統不平衡，形成局部高壓區，注水井注入壓力頂破裂壓力生產。

（3）該斷塊儲層物性差，孔隙半徑小，注水井注水困難，應加強注入水與地層的配物性、水質監測、注入水的有效驅替等試驗研究。

［1］ 盧影，王紅敏，董學強.柴達木盆地烏南油田烏5斷塊注水效果評價及建議［J］.中國西部科技，2010，9（23）：28－30.

［2］ 張紅梅，錢根寶.小拐裂縫性超低滲透油藏注水開發試驗效果評價［J］.低滲透油氣田，1999，（4）：40－43.

［3］ 孫麗慧，劉俊琴，毛建文，等.吸水剖面資料在超低滲透油藏開發中的應用［J］.石油化工應用，2010，29（12）：43－46.

［4］ 張興平，衣英杰，夏冰，等.利用多種參數定量評價儲層層間非均質性－以尚店油田為例［J］.油氣地質與采收率，2004，11（1）：56－57.

［5］ 焦養泉，李思田，李禎，等.碎屑巖儲層物性非均質性的層次結構［J］.石油與天然氣地質，1998，19（2）：89－92.

［6］ 何琰，殷軍，吳念勝.儲層非均質性描述的地質統計學方法［J］.西南石油學院學報，2001，23（3）：13－15.

［7］ 楊少春.儲層非均質性定量研究的新方法［J］.石油大學學報：自然科學版，2000，24（1）：53－56.

［8］ 王慶，劉慧卿，殷方好.洛倫茲曲線在油藏產液、吸水剖面研究中的應用［J］.特種油氣藏，2010，17（1）：71－73.

［9］ 李道品.低滲透油田高效開發決策論［M］.北京:石油工業出版社，2003：63－64.

［10］ 史成恩，萬曉龍，趙繼勇，等.鄂爾多斯盆地超低滲透油層開發特征［J］.成都理工大學學報（自然科學版），2007，34（5）：41－44.

［11］ 崔顯濤，朱彥群，李勝.劉莊油田超低滲透儲集層注水開發的損害研究［J］.石油天然氣學報（江漢石油學院學報），2005，27（3）：373－374.

10.3969/j.issn.1673-5285.2013.03.027

TE331.1

A

1673-5285（2013）03-0104-04

2013－01-26

宋揚，女（1984－），本科，助理工程師，2007年畢業于大慶石油學院，主要從事油田開發方案設計和油藏動態跟蹤工作，郵箱:songyangyy@sina.com。