影響阿爾油田開發效果的因素及治理對策

于濱，劉淑敏，王美思 巫聰，趙玉芝，郭睿

(中石油華北油田分公司勘探開發研究院，河北 任丘 062552)

影響阿爾油田開發效果的因素及治理對策

于濱，劉淑敏，王美思 巫聰，趙玉芝，郭睿

(中石油華北油田分公司勘探開發研究院，河北 任丘 062552)

阿爾油田屬低滲透砂礫巖油藏，通過對該油藏開發特征的系統分析，找出影響開發效果的主要因素。儲層的物性差、非均質性強等地質因素是其開發效果的決定性因素，同時部分井組注采比不合理以及分注井配注合格率低等開發因素也是造成目前開發現狀的重要原因。針對存在問題開展合理注水技術政策研究，采取不同井區精細注水，配合相應的油水井措施，使阿爾油田產量快速遞減及含水快速上升趨勢得到控制，取得了較好的治理效果。

低滲透油藏；砂礫巖油藏；儲層非均質性；精細注水

阿爾凹陷位于二連盆地東北部，構造隸屬于二連盆地巴音寶力格隆起區東北部，南北長約80km，東西寬約15～20km，下白堊統沉積面積約1500km2。主要含油層系騰格爾組一段下亞段為近物源快速堆積的扇三角洲相砂礫巖沉積，砂體橫向變化大，儲層物性及連通性差，屬特低滲透油藏[1～5]。

油田自2010年投入開發以來，注水見效狀況較差，含水率上升過快，產量遞減嚴重。目前老井綜合含水率已達70%，而采出程度僅1.9%，采油速度0.24%，開發效果較差。

1 油藏開發特征

1.1油井見效程度高，但以單向見效為主

油藏的注采井網較為完善，油層動用程度達到78.2%，水驅控制程度達到98.2%，注采對應關系良好，整個油藏的注采見效程度達到83.5%，部分井區見效比例達到90%左右。

阿爾油田主要井網形式為三角形反七點井網，井距200～250m。油井的受效方向受儲層平面非均質影響明顯，雖然整體見效比例較高，但見效方向較單一，單向見效井共110口，占總井數比例的72%；其次為雙向見效，比例占21%；三向見效比例僅為7%，無三向以上見效井。

圖1 產液量分級統計圖

見效井平均單井日產液量由見效前的4.2t上升到高峰期的8t，平均單井日產液量僅由見效前的3.8t上升到高峰期的5.8t，增油幅度較小。

圖2 阿爾油田含水率分級統計圖

目前日產液量3t以下井數比例占55.4%，產量只占21.3%，65.4%的產量集中于井數比例只占31.2%的5t以上的高日產液量井中(圖1)。有21.5%的油井日產油量在1t以下。

1.3油井見效后含水率上升快，產量遞減較大

注水見效井中只有少數未見水，該類油井普遍見效層較厚，對應注水層吸水較為均勻，見效后有較長的穩產期，產量遞減較緩慢，該類井數量較少且分布零散。絕大部分見效井已見水，比例占總見效井數的92%。

注水見效井見水后隨著含水率的上升油量下降，而液量變化及含水率上升狀況與見水類型密切相關。依據油井見水后的月含水率上升速度和見水特征將見水井分為含水率上升速度低(小于5%)、含水率上升速度高(5%～10%)、暴性水淹(大于10%)3種類型，井數比例分別為36%、51%、13%，可以看出大部分井都存在含水上升過快的問題。

從目前含水率分級統計來看，油藏投產3年后含水率40%以上井數比例已達到55.8%，含水率大于80%的井數比例達22.6%(圖2)。目前綜合含水率已達70%，油藏已進入高含水期。

2 影響開發效果因素分析

2.1儲層物性差是低產的主要地質因素

1.父母和孩子交流時應該平心靜氣，不要因為孩子與自己的想法不一樣而發火，要給孩子申辯的機會，讓他們說出自己的真實感受。如果雙方分歧確實很大，父母不妨放棄爭論，再找合適的機會和孩子溝通。

取心資料表明阿爾油田儲層物性大多為低滲-特低滲儲層，阿爾3井區平均孔隙度10.1%，平均滲透率22.6mD，阿爾22井區平均孔隙度12.9%，平均滲透率11.0mD。綜合評價為Ⅱ至Ⅲ類儲層。從無量綱產液、產油指數曲線看(圖3)，隨含水率的升高產液指數下降，后期提液潛力小，同時產油指數下降較快。由于物性普遍較差，導致大部分井見效狀況差、產量低。

2.2儲層分選性差，易造成注入水突進

儲層巖性為砂礫巖，分選性差。巖石薄片檢測結果顯示，碎屑巖儲層中儲集空間較為發育，孔隙類型主要為粒間溶孔，其次為粒內溶孔和鑄?？?。低滲透儲層喉道較小，孔隙結構復雜，整體物性較差[6]。從壓汞曲線來看(圖4)，進汞曲線陡峭，沒有明顯的水平段，說明儲層分選性差[7]。

圖3 阿爾油田無量綱產液、產油指數曲線 圖4 阿爾斷塊毛細管壓力曲線

圖5 取心井段區間滲透率分布圖

由于砂礫巖儲層分選性差導致的儲層微觀孔隙結構非均質性強，注入水沿阻力最小的少量孔道迅速突破，而大多數孔隙流動緩慢，造成水驅嚴重不均，部分井過早見水，含水率上升過快[8]。

2.3儲層非均質性強，造成縱向及平面矛盾突出

儲層在層間和層內都存在較強的非均質性。從層間看，對一口密閉取心井段按滲透率相近的特征分成了8個連續區間進行統計平均(圖5)。區間最小平均滲透率2.4mD，區間最大平均滲透率865.0mD，相鄰區間滲透率級差最小值為1.22，最大值為61.69。整個統計井段區間滲透率最小級差1.05，最大級差360.42。從層內來看，在一個砂層5m的有效厚度中，滲透率最高為772mD，而最低僅1.6mD。

通過非均質儲層滲透率級差組合雙管模擬試驗可以看出，隨著組合模型滲透率級差的增大，低滲層的吸水比例逐漸降低，且滲透率級差達到6附近時出現明顯拐點，當組合模型的滲透率級差大于10的區間后，低滲層的吸水比例明顯降低，甚至成為非吸水層[9]。

從示蹤劑監測結果看出，注示蹤劑井組都存在部分方向油井不見劑，而部分方向油井快速見劑，速度可達10m/d以上。由于平面上滲透率的非均質性造成注入劑滲流各向異性，這種各向異性會導致平面水驅的不均勻性，注入水沿高滲條帶突進，這是造成油井單向注入水突進的主要原因。

2.4部分井組注采比過高，造成注入水突進

地質特點決定了阿爾油藏易發生注入水突進，因此適宜采取溫和注水[10]，但各井區注采比普遍偏高，其中最低的是阿爾3-70井區，為1.3；最高的是阿爾22井區，達到了4.7，平均注采比2.4。

將各井組產量劈分后統計井組注采比，有65.7%的井組注采比大于1.5。過高的注采比加劇了層間及平面矛盾，加速了注入水的單向、單層突進，油井含水率隨注采比的提高而快速上升。

3 調整對策及效果

針對該油藏含水率上升快、產量遞減大的狀況，開展了注水政策的數值模擬研究及注水井精細調水，并配合相應的油、水井調整措施，制定了油藏綜合調整方案。調整的主要原則及方法如下：

1)將動態分析與數值模擬相結合開展注水政策研究，包括各井區合理注采比及周期注水方式。通過預測未來10年生產指標，確定合理注采比及注水周期。

結合各井區實際能量保持狀況及水淹狀況，確定各井區合理注采比在1.0～1.2左右；同時在水流優勢通道明顯、水竄嚴重的井區開展周期注水，根據數值模擬優選方案結果采取對稱周期、周期為1年左右的注水方式。

2)開展注水井精細調水。在對油井產量進行平面及分層劈分的基礎上，將其對應注水層段分為加強層、平衡層和限制層，按一定的配注原則確定注采比。在該基礎上結合周期注水確定各井區的配注原則。

3)制定油水井措施方案。注水井措施制定原則：加大水井的層間治理力度，通過分注、補孔、重配等措施，改善縱向油層動用狀況，完善與周圍油井的注采關系；通過注水井投注、油井轉注、注水困難井增注等手段，調整注采系統，增加周圍油井水驅方向；對平面和段內矛盾突出的井區開展調驅，以擴大水驅波及體積。

油井措施制定原則：針對注采層位欠完善的低產井進行補孔壓裂，完善注采關系；因儲層非均質造成平面見效狀況差的低產井，投產時未壓裂的進行壓裂，投產時已壓裂的通過重復壓裂、轉向壓裂引效；對于注水突進和壓裂縫溝通形成的高含水油井，與水井調驅相配合開展卡堵水。

自2014年4月實施調整方案以來，油藏總體日注水量顯著下降，而老井的產量在經歷了2013年至2014年初的快速遞減后目前趨于穩定，月遞減由上一階段的6.4%下降到1.6%；含水率快速上升趨勢得到控制，月含水率上升速度由上一階段的3%下降到0.1%(圖6)，綜合治理取得了比較好的效果。

圖6 阿爾油田老井開采曲線

4 結論與認識

通過以上分析研究，影響阿爾油田開發效果的因素是多方面的，既有如儲層物性差、分選差、非均質性強等油藏本身地質因素，也有如注采比不合理以及分注井配注合格率低等開發技術政策方面的因素。通過優化注水技術政策，針對不同井區采取精細注水，同時加強分注井測調，配合相應的油水井措施，取得了較好的治理效果。

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[7] 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，2003：56～65.

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[編輯] 黃鸝

TE343

A

1673-1409(2017)19-0081-04

2016-06-10

中國石油天然氣股份有限公司重大專項(2014E-35)。

于濱(1984-)，男，工程師，現從事油氣田開發方面的科研工作，yjy_yubin@petrochina.com.cn。

[引著格式]于濱，劉淑敏，王美思，等.影響阿爾油田開發效果的因素及治理對策[J].長江大學學報(自科版), 2017,14(19):81～84.