腰英臺特低滲油藏改善注水開發效果實踐與認識

甘文軍

（中國石化東北油氣分公司長嶺采油廠，吉林松原131123）

1 腰英臺油藏基本地質特征

腰英臺油田構造位置處于松遼盆地南部中央坳陷區長嶺凹陷中部大情字井低凸起帶東部，緊鄰黑帝廟次凹。

1.1 構造特征

腰英臺區塊劃分成四個油氣成藏區帶：西部低幅度構造帶、中部斜坡帶、中部地塹帶、東部地壘帶。目前在這四個油氣成藏區帶發現了腰西、1號、2號、3號和4號共五個含油區塊。

1.2 沉積特征

腰英臺油田青山口組屬松遼盆地南部的保康沉積體系，位于盆地西南端，水系自南西流向北東，與盆地的長軸斜交，古地形坡度較緩，流域長，為遠物源緩坡河流-三角洲沉積體系。由于湖水進退頻繁，湖岸線擺動幅度較大，致使不同地區、不同層位的砂體類型及分布特征差異較大。具體可以細分為泉四段的河流相沉積、青一段的三角洲前緣-前三角洲沉積及青二段的曲流河沉積-三角洲平原-三角洲前緣沉積；其中三角洲前緣亞相可細分為水下分流河道、河口壩、席狀砂及分流間灣等微相，三角洲活動頻繁，各種微相砂巖在垂向上交替出現，造成平面和縱向上砂體發育的非均質性。

1.3 儲層特征

主力產層青一Ⅱ砂組受西南方向物源的影響，西部的腰西物性最好，1號區塊物性次之，向東2～4號區塊變差。腰西區塊平均孔隙度14.23%，平均滲透率5.42×10-3μm2；1號區塊平均孔隙度11.11%；平均滲透率1.93×10-3μm2；2～4號區塊平均孔隙度7.67%～10.81%，平均滲透率（0.14～1.46）×10-3μm2。裂縫延伸方向主要有北東向和北西向。儲層非均質性嚴重，層內變異系數平均為1.09，滲透率突進系數平均3.7，滲透率級差平均262.40。層間變異系數平均為0.92，滲透率突進系數平均2.30，滲透率級差平均15.5。孔喉以微、細、中孔喉為主，排驅壓力高，驅油效率低。

2 腰英臺油田注水開發存在的問題

2.1 水井注水難，油井受效差［1］

低滲油藏儲層孔喉小，造成毛細管力大，流體通過油層能力不足，儲層物性越差，滲流阻力越大。表現在：一是部分油井注水不受效，二是油井見效速度慢，三是水井注水壓力持續升高，注水能力逐漸下降，油水井之間很難形成有效的驅動系統。腰英臺油田水驅控制程度低，注水不見效油井分布廣泛。部分水井物性太差注不進水，周圍油井無注水補充能量。

2.2 注采井數比低，開發效果變差

以腰北1井區為例，該井區2008年進入加密油井階段，其特點表現如下：

（1）井網加密之前平均井距220 m，加密之后平均井距190 m，油井井距縮小造成井間干擾嚴重。

（2）注采井數比從1∶1.2上升到1∶1.7，水驅控制程度大幅度下降，地層能量供應不足，壓力下降速度快，自然遞減增大。

2.3 多層合注合采不適應開發需求

腰英臺油田青一段和青二段儲層物性差別大，對于水井而言籠統注水導致物性較好的青二段吸水量大，而相對較差的青一段吸水量少甚至不吸水，于是對應生產青一段的油井沒有注水補充能量，產量下降。而對于油井而言兩層合采層間干擾嚴重，對于物性較好的青二段因為液量高、壓力大，抑制青一段油層發揮作用。

2.4 平面矛盾突出，含水上升速度快

油藏平面矛盾突出，沿裂縫發育的東西向和高滲透帶水淹程度高，剩余油飽和度低。而在裂縫不發育的南北方向上和低滲透帶上剩余油豐富。

3 改善油藏開發效果的措施和方法

3.1 水井重復射孔改善低滲儲層注水效果

水井重復射孔，提高近井地帶滲透率，從而提高水井注水能力。2011年大部分難注井采用重復射孔方法提高近井地帶滲透率，注水壓力明顯下降，注水量能夠滿足配注量。

3.2 油井轉注完善注采井網

通過油井轉注，可以新增注水方向，完善注采井網，改善水驅效果。2011年腰英臺油田轉注26口油井，部分油井在轉注井作用下，液量上升，含水下降，油量上升。以腰北1 井區15-6 井為例，受到16-6井轉注影響，液量從12 t上升到15 t，含水從96%下降到83%，動液面從1 739 m 上升到1 263 m（圖1）。

圖1 腰北1井區井位分布

3.3 結合沉積微相研究通過動態調水挖潛剩余油

沉積微相是平面非均質性的主導因素，通過沉積微相的研究結合含水分級圖和測井解釋成果判斷油井主要水淹方向。腰英臺油田剩余油主要集中在注水未波及到的二類相帶，針對多向受效油井在水淹嚴重方向上已形成注水優勢通道的情況，適當減弱其注水量而在其它方向上適當增強注水量，可以形成新的注水通道，挖潛剩余油。

以腰北1井區11-7井為例，在兩個河道方向上的水井10-6和12-8減弱注水量，在河道側翼方向上的水井10-8增強注水量后油井注水見效，10-8井注水壓力下降（從14 MPa下降到7 MPa），油井11-7液量從15 t上升到20 t，含水從93%下降到87%，動液面從1 799 m 上升到1 531 m。

3.4 水平井分段壓裂提高單井產能

低滲透油藏水平井開發所需條件［2］：單層含油砂巖厚度大于4 m，分布穩定；儲層的滲透率應大于1×10-3μm2；含油層的流度應大于0.5×10-3μm2；儲層中具有比較發育的天然裂縫；目的層應達到一定的分布面積，以便能夠部署完善的注采系統；布井區塊完成了精細地震調查。根據此要求在腰英臺油田腰北1井區選擇了一口水平井1P1進行了壓裂。

水平井壓裂效果表現在壓裂之后液量和動液面大幅度上升［3］，能量極為充足。以腰北1 井區1P1井為例，通過分段壓裂后油井動液面從1 922 m 上升到232 m，液量從2.03 t上升到39 t，日產油從0.2 t上升到4 t，油井在生產7個月之后動液面只下降了400 m。

3.5 水井分注、油井堵水解決層間矛盾

（1）水井分注可以解決水井層間吸水不均的問題，達到兩層合理注水開發的效果。

（2）對于層間矛盾突出的多層開采油井可以通過產液剖面資料找到高液量高含水層進行封堵，發揮低液量低含水層的潛力。

3.6 水井調剖解決平面矛盾

水井調剖可解決平面矛盾，降低高滲透帶吸水能力，發揮低滲透帶潛力。以DB33井區18-6 井為例，調剖之后壓力升高（從6MPa上升到10MPa）證明以前優勢注水通道被封堵形成新的注水通道，其井組含水下降產油量上升（圖2）。

3.7 周期注水提高驅油效率

周期注水［4］利用驅替壓差、基質巖塊壓縮、流體膨脹和毛管滲吸作用，促使原油從基質巖塊流向裂縫系統，從而在一定程度上減緩因連續注水產生的裂縫水竄和基質原油水封問題，擴大了基質巖塊的波及體積，提高了驅油效率［5］。油層非均質性越嚴重，流體飽和度差別越大，周期注水效果越好。在腰西區塊DB34井區選擇水井5-9、5-7、5-5做周期注水試驗，收到了對應油井含水下降、產油量上升的效果（圖3）。

圖2 DB33井區18-6井組注采曲線

圖3 DB34井區周期注采曲線

4 結論與認識

（1）通過水井重復射孔可提高水井注水能力；通過油井轉注可增大水驅儲量控制程度，提高低滲透油藏注水開發效果。

（2）水平井是解決低滲透油藏油井儲量控制程度低，能量供應不足的有效方法。

（3）通過水井分注可以解決水井層間吸水不均勻的問題；通過水井調剖可解決平面矛盾，發揮低滲透帶的潛力。

（4）周期注水是特低滲裂縫型油藏有效的開發方式。

［1］ 楊小平，唐李.動態分析法確定低滲透砂巖油藏合理井距［J］.特種油氣藏，2006，13（6）：38-40.

［2］ 束青林，孤島油田館陶組河流相儲層隔夾層成因研究［J］.石油學報，2006，27（3）15：100-103.

［3］ 萬仁溥.水平井開采技術［M］.北京：石油工業出版社，1995.

［4］ 馬東，藍瑞忠.新肇油田整體周期注水技術理論探討［J］.中外能源，2006，11（6）：79-81.

［5］ 孟立新，田云.多油層砂巖油藏特高含水期脈沖注水效果分析［J］.油氣采收率技術，2000，7（4）：43-45.