宋 揚(yáng)

（大慶油田勘探開(kāi)發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712）

超低滲透油藏注水開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)及存在問(wèn)題

宋 揚(yáng)

（大慶油田勘探開(kāi)發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712）

隨著石油勘探規(guī)模的不斷發(fā)展，超低滲油田發(fā)現(xiàn)的數(shù)量和儲(chǔ)量規(guī)模也在不斷擴(kuò)大，但超低滲油田儲(chǔ)層物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)、天然能量匱乏、產(chǎn)量遞減快，因此對(duì)該類油田進(jìn)行注水開(kāi)發(fā)，盡快提高油田的開(kāi)發(fā)水平和經(jīng)濟(jì)效益成為企業(yè)發(fā)展的首要問(wèn)題。通過(guò)對(duì)國(guó)外某油田X斷塊注水開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)的跟蹤評(píng)價(jià)，針對(duì)油田注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中的儲(chǔ)層吸水不均勻、注采系統(tǒng)不平衡、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)等問(wèn)題，提出增設(shè)注水井完善注水平衡，進(jìn)行水質(zhì)監(jiān)測(cè)提高儲(chǔ)層吸水效果等措施，從而實(shí)現(xiàn)超低滲透油田高效開(kāi)發(fā)穩(wěn)油控水的目標(biāo)。

超低滲；注水開(kāi)發(fā)；儲(chǔ)層非均質(zhì)；注采比；注入水水質(zhì)

國(guó)外某油田X斷塊為低孔、超低滲油藏，由于儲(chǔ)層物性差，投產(chǎn)初期產(chǎn)量遞減快，為了實(shí)現(xiàn)油田快速上產(chǎn)高效開(kāi)發(fā)，于2011年6月在該斷塊進(jìn)行注水試驗(yàn)，目前共有采油井20口、注水井6口。通過(guò)對(duì)該斷塊注水井和采油井的動(dòng)態(tài)跟蹤，總結(jié)出儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，吸水不均勻，注入壓力不斷上升，頂破裂壓力生產(chǎn)等特點(diǎn)，為以后對(duì)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(fā)育的3個(gè)反向正斷層控制形成的斷鼻構(gòu)造。圈閉幅度575m，圈閉面積8.53 km2，地質(zhì)儲(chǔ)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(gòu)造內(nèi)斷裂發(fā)育，由構(gòu)造、巖性控制油氣分布。以凝灰質(zhì)細(xì)砂巖、凝灰質(zhì)粉砂巖為主。平均滲透率0.23×10-3μm2，平均孔隙度14.0%。斷塊設(shè)計(jì)280m井距，三角形井網(wǎng)形式開(kāi)發(fā)，采取邊部加點(diǎn)狀注水方式。2012年9月，平均單井日產(chǎn)油量5.8 t，綜合含水18.9%，累計(jì)產(chǎn)液量20.14×104t，累計(jì)產(chǎn)油量17.75×104t，累計(jì)注水量 6.21×104m3，采油速度 0.45%，采出程度2.06%。

2 注水效果評(píng)價(jià)

2.1 水驅(qū)控制程度分析

從構(gòu)造圖及油水井平面分布上看，X斷塊投產(chǎn)20口油井（其中3口采油井無(wú)水井支撐，17口采油井與注水井連通），6口注水井。單向水驅(qū)控制程度64.7%，雙向水驅(qū)控制程度16.0%，三向水驅(qū)控制程度3.9%，合計(jì)84.6%。以單向水驅(qū)控制程度為主，水驅(qū)控制程度較低。在目前井網(wǎng)條件下注水開(kāi)發(fā)效果較差，注水見(jiàn)效緩慢?？蛇M(jìn)一步增注水井點(diǎn)、增加注水層位進(jìn)行儲(chǔ)層改造，提高水驅(qū)控制程度和水驅(qū)動(dòng)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(chǎn)16個(gè)月，平均單井射開(kāi)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(shù)1.90 m3/d·MPa，平均注水強(qiáng)度 0.34m3/d·m。注水井注入壓力、注入量、注水強(qiáng)度、視吸水指數(shù)都趨于穩(wěn)定[1]（見(jiàn)圖1，圖2），表明油層具有一定吸水能力，且注水過(guò)程中未引起儲(chǔ)層堵塞及孔滲變化，地層能量得到一定恢復(fù)。

圖1 X斷塊注水井吸水能力曲線

圖2 斷塊注水井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線

2.3 吸水剖面分析

統(tǒng)計(jì)X斷塊的5口井31個(gè)小層的吸水剖面資料，吸水層數(shù)為19層，吸水層數(shù)比例為61.3%，砂巖吸水厚度比例為84.8%。吸水層數(shù)較少，但吸水厚度比例較高。從表1可以看出，Ⅱ24-29號(hào)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(qū)動(dòng)用程度不均勻，Ⅱ22、Ⅱ39、Ⅱ40號(hào)小層射開(kāi)井?dāng)?shù)少，射開(kāi)砂巖厚度薄等原因[2]。表明該注水試驗(yàn)區(qū)儲(chǔ)層吸水能力有差異，吸水程度不均勻，縱向非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)[3]（見(jiàn)圖3）。

2.4 采油井見(jiàn)效特征分析

該斷塊注水后第2個(gè)月，含水就明顯上升，注水半年后采油井產(chǎn)量出現(xiàn)上升趨勢(shì)。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(wěn)油井7口）占82.4%。注水前平均單井日產(chǎn)油4.2 t，含水22.4%；注水后平均單井日產(chǎn)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(bǔ)孔壓裂措施，措施后增油效果明顯。59-xt203井全井射開(kāi)有效厚度由原來(lái)的29.5m增加到40.9m，補(bǔ)孔前日產(chǎn)油4.1 t，含水1.8%，補(bǔ)孔后最高峰日產(chǎn)油22.8 t，含水4.6%，增油18.7 t。56-t203井全井射開(kāi)有效厚度由原來(lái)的15.8m增加到44.7m，補(bǔ)孔前日產(chǎn)油7.0 t，含水2.4%，補(bǔ)孔后最高峰日產(chǎn)油20.2 t，含水11.4%，增油13.2 t，補(bǔ)孔壓裂后產(chǎn)量明顯上升，措施效果明顯（見(jiàn)表2）。

2.6 地層壓力分析

統(tǒng)計(jì)8口井14次采油井靜壓測(cè)試資料，斷塊2011年6月開(kāi)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(shuō)明注水受效，地層能量得到恢復(fù)（見(jiàn)圖3、圖 4）。

表1 X斷塊吸水剖面統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表（2011年9月）

表2 X斷塊2口補(bǔ)孔壓裂井統(tǒng)計(jì)表

圖3 X斷塊主力吸水層條形圖

圖4 X斷塊地層壓力測(cè)試柱狀圖

3 存在的問(wèn)題

3.1 儲(chǔ)層非均質(zhì)性

目前常用滲透率變異系數(shù)、突進(jìn)系數(shù)和級(jí)差等參數(shù)定量描述儲(chǔ)層非均質(zhì)性[4-7]，但由于這些參數(shù)存在人為主觀性強(qiáng)及描述方法定量化程度不高等原因，不能定量描述儲(chǔ)層非均質(zhì)特征，因此本文通過(guò)繪制洛倫茲曲線來(lái)定量描述儲(chǔ)層非均質(zhì)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(biāo)、吸水量百分比為縱坐標(biāo)，斜率為45°的直線稱為“絕對(duì)均勻線”，即曲線距離斜率為45°的直線越遠(yuǎn)，注水剖面越不均勻。通過(guò)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(zhì)性，且差距較大，54-t204井、63-t203井比56-t210井、66-t210井非均質(zhì)性大（見(jiàn)圖5）。

3.2 合理注采比

注采比是衡量油田注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中注采平衡狀況的重要參數(shù)，是反映產(chǎn)液量、注水量與地層壓力之間聯(lián)系的一個(gè)綜合性指標(biāo)。該斷塊目前投產(chǎn)20口采油井，設(shè)計(jì)7口注水井，設(shè)計(jì)注采井?dāng)?shù)比為0.35。實(shí)際投注6口注水井（1口井因套變未轉(zhuǎn)注，待大修），實(shí)際注采井?dāng)?shù)比為0.3，目前月注采比0.63，累積注采比0.24，未能達(dá)到預(yù)期設(shè)計(jì)的注采平衡關(guān)系。

圖5 X斷塊洛倫茲曲線圖

注采不平衡勢(shì)必會(huì)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(qū)，進(jìn)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(jīng)接近井口破裂壓力，因此應(yīng)盡快投注設(shè)計(jì)未投的注水井，盡快達(dá)到注采平衡。

3.3 注入水水質(zhì)

該斷塊為低孔、超低滲儲(chǔ)藏。巖性以凝灰質(zhì)細(xì)砂巖、凝灰質(zhì)粉砂巖為主。分析該斷塊26塊巖樣的壓汞測(cè)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(xì)喉道為主[9、10]。

當(dāng)注入水懸浮固體含量過(guò)高時(shí)，大的固體顆粒會(huì)堵塞儲(chǔ)層的流通孔道，使油層吸水量大幅度下降;當(dāng)注入水中含油量過(guò)高時(shí)，油滴會(huì)進(jìn)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(dāng)注入水與地層水不配伍時(shí)，容易形成沉淀，使得管線和地層堵塞。因此注入水水質(zhì)對(duì)超低滲儲(chǔ)層的吸水能力有極其重要影響，應(yīng)該加強(qiáng)注入水與地層的配物性、水質(zhì)監(jiān)測(cè)、注入水的有效驅(qū)替等試驗(yàn)研究,從而提高注入水的質(zhì)量，提高油田注水開(kāi)發(fā)效果。

4 結(jié)論

（1）該斷塊儲(chǔ)層縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，各小層吸水能力差別大，個(gè)別層甚至不吸水，嚴(yán)重影響斷塊的注水開(kāi)發(fā)效果。

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

（3）該斷塊儲(chǔ)層物性差，孔隙半徑小，注水井注水困難，應(yīng)加強(qiáng)注入水與地層的配物性、水質(zhì)監(jiān)測(cè)、注入水的有效驅(qū)替等試驗(yàn)研究。

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10.3969/j.issn.1673-5285.2013.03.027

TE331.1

A

1673-5285（2013）03-0104-04

2013－01-26

宋揚(yáng)，女（1984－），本科，助理工程師，2007年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院，主要從事油田開(kāi)發(fā)方案設(shè)計(jì)和油藏動(dòng)態(tài)跟蹤工作，郵箱:songyangyy@sina.com。