許寶安

（長江大學，湖北 荊州434023）

1 概況

王78－2井區(qū)位于湖北省潛江市王場鎮(zhèn)，范圍包括圖1中20口油水井，該區(qū)構造位于潛江凹陷王場背斜最北端，王場背斜在此向西北方向傾沒，向東南方向抬升，王78－2井區(qū)與北區(qū)屬同一構造，被尖滅帶相隔，主要受構造和巖性等因素控制，油藏類型為構造－巖性油藏，沉積類型為三角洲前緣亞相；有潛33、潛42下兩個油組分布，含油面積1.78 Km2。油層孔隙結構為低滲小孔細喉型，排驅壓力和中值壓力較高，平均孔喉半徑小，孔喉體積比和迂曲度高，屬于低滲透油層。王78－2井區(qū)僅油層埋深2 160～3 160 m，潛33油組孔隙度14.8%，滲透率為11.0×10－3μm2，潛42下油組孔隙度14.0%，滲透率為6.8×10－3μm2。該井區(qū)油層物性差，油井需壓裂改造后才能投產(chǎn)。原油具有“三低一高”的特點，即原油密度、粘度、含硫量低，凝固點高。原油密度0.841 g／c m2，粘度9.6 MPa.S，含硫0.2%，凝固點為30℃，屬于中低粘度，中質原油油藏。

自2005年8月投入開發(fā)以來，2007年2月開始注水，共經(jīng)歷了三個開發(fā)階段：

1）天然能量開采階段（2005年8月－2007年1月）：該階段由于初期的強采，造成地層能量下降快，單井產(chǎn)量呈持續(xù)下降趨勢，平均單井日產(chǎn)油僅7.0 t，與初期平均單井日產(chǎn)油11.0 t相比下降了4.0 t。

2）注水后產(chǎn)量遞減階段（2007年2月－2007年12月）：2007年2月井區(qū)進入注水開發(fā)階段，通過井網(wǎng)完善，2007年5月井區(qū)產(chǎn)量達到日產(chǎn)最高水平91.0 t。但隨著注水的推進，油井含水迅速上升，產(chǎn)量遞減快，到2007年12月日產(chǎn)油僅41 t，產(chǎn)量下降幅度達51.6%。

3）低速穩(wěn)產(chǎn)階段（2008年1月－目前）：通過對井區(qū)的認識，2008年對井區(qū)的進行及時注采調整，井區(qū)井口日產(chǎn)油穩(wěn)定在35.0 t左右。

2 影響王78－2井區(qū)注水開發(fā)效果的主要因素

王78－2井區(qū)潛33油組含油面積較小，生產(chǎn)井較少，下面主要介紹潛42下油組。潛42下為低滲透油藏，所有井在投產(chǎn)初期均進行過壓裂改造，由于強采，加之注水滯后，且注水后初期注水強度過大，油井含水上升快。

1）天然能量不足、注水滯后，加之初期注水強度過大，是王78－2井區(qū)注水開發(fā)效果差的原因之一

王78－2井區(qū)2005年8月投入開發(fā)，2007年2月投入注水開發(fā)，且由于高速強采，（初期采油速度達υo＝2.0），地下累積虧空大，油井產(chǎn)量下降快，初期投產(chǎn)的8口油井，初期日產(chǎn)油103.7噸，生產(chǎn)6個月后，日產(chǎn)油降至62.4噸，下降幅度達到39.8%。投入注水開發(fā)后，由于油井產(chǎn)量低，初期注水井注水強度過大，致使油井含水上升快。初期投注的5口水井，注水強度都在8 m3／（d·m）以上，最高的達到25 m3／（d·m）（見表1），且最高注采比高達11.2 m3／（d·m），早期的強采強注是導致注水開發(fā)效果差的原因之一。

表1 注水井初期注水強度統(tǒng)計表

2）注采井網(wǎng)不完善以及注采井網(wǎng)與地質特征不匹配，是影響王78－2井區(qū)注水開發(fā)效果的原因之二

王78－2井區(qū)潛42下砂體屬低滲透油藏，油井初期均進行過壓裂改造，人工裂縫發(fā)育，由于油水井分布方向與裂縫方向一致，注入水直接與油井溝通，加之注采井網(wǎng)不完善，調整手段有限，致使油井無見效過程，直接見水、水淹。無論從生產(chǎn)特征還是動態(tài)監(jiān)測資料都反映出注采井網(wǎng)與地質特征不匹配，表現(xiàn)出明顯的裂縫特征，且有別于其它潛江組低滲透油藏。

生產(chǎn)動態(tài)方面：注水井注水后，油井無見效期，直接見水，且見水后水淹快。主要表現(xiàn)在如王78斜－13井于2006年11月壓裂后投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油15.8 t，不含水，其對應水井王78斜－18井2007年2月投注，初期日注水40方，在注水2個月后，王78斜－13井出現(xiàn)暴性水淹，5天之內(nèi)含水從15.3%上升至95.6%，日產(chǎn)油由7.2 t下降至0.6 t，動液面由測不出回升至1951 m，由于王78斜－13僅對應王78斜－18井1口水井，注采井網(wǎng)不完善，盡管及時對注水量進行了調整，但含水未得到控制，2007年7月全水關井。為確保二線井王78斜 －6井見效，5月將王78斜－18井由脈沖注水恢復正常注水后，2007年7月王78斜－6井亦出現(xiàn)暴性水淹現(xiàn)象，含水在20天內(nèi)由6.8% 上升至85.3%，2007年10月全水關井。

對于一般的低滲透注水開發(fā)油藏，油井大都能不同程度地見到注水效果，但油井見水后含水上升快，產(chǎn)量下降快。統(tǒng)計王場油田潛四段低滲透油田注水開發(fā)的井組，油井見水時間一般在一年以上，個別井組在注水開發(fā)的過程中，注入水沿裂縫方向突進，油井含水上升快，造成暴性水淹。而王78斜－18井組注水2個月后即出現(xiàn)見水，且快速水淹的現(xiàn)象，表現(xiàn)為明顯的暴性水淹特征。由于壓裂縫的存在，加之王78斜－18井組油水井井距較?。?50 m），與油井構造高差較?。▋H33 m），注入水易沿裂縫方向突進，造成了油井暴性水淹。王78斜－13井與王78斜－6井均經(jīng)過壓裂改造后投入生產(chǎn)，且兩井井距較?。?60 m），構造高差?。?3 m），且王78斜－18、王78斜－13及王78斜－6三口井剛好位于一條直線上，易形成裂縫通道。隨著王78斜－13井水淹后，注入水必然沿裂縫方向推進，繼而使王78斜－6井水淹。

通過以上分析，我們認為在王78斜－18、王78斜－13及王78斜－6三井間存在裂縫溝通現(xiàn)象，且裂縫方向與構造線夾角基本呈45°左右。

王78斜－17井組也表現(xiàn)出同樣的特征：王78斜－17井2007年3月投注，對應油井王78斜－14井2006年10月壓裂投產(chǎn)，2007年4月因管柱卡大修未成關井。二線井王78－5C井到2007年5月含水由0上升到33.0%，由于王78－5C井對應3口水井，井網(wǎng)較為完善，及時對王78斜－17井注水量進行下調后，王78－5C井含水得到控制，但油井同時也呈現(xiàn)液量下降，恢復注水后王78－5C井呈現(xiàn)含水上升快，液量上升快，油水井動態(tài)反應異常明顯。王78斜17井與一線油井王78斜－14井距僅245 m，構造高差53 m，二線油井王78斜－5C井與王78斜－14井井距較?。?70 m），構造高差（36 m），且均是經(jīng)過壓裂投產(chǎn)，易形成裂縫通道，一線井王78斜－14停產(chǎn)后，注入水沿王78斜－14井方向繼續(xù)推進，造成王78－5C井含水上升快。這三口井也位于同一直線上，且與構造線夾角基本呈45°左右。

動態(tài)監(jiān)測資料：2008年5月對王78斜－17井組進行了氚水示蹤劑試驗，其觀察井為：王78斜－13，王78斜－6，王78－5C，在注入示蹤劑27天后與其相距510 m的王78－5C井見到明顯響應（見表2），其余較近的油井到目前均未見到示蹤劑響應。

表2 王78斜－17井組示蹤劑響應情況

從示蹤劑的反應情況來看，相距較遠的王78－5C井見到明顯響應，其余較近的油井均未見到響應，證明水線主要沿王78－5C方向，且水線推進速度快（18.52 m／d），呈現(xiàn)明顯的裂縫性特征（見圖1）。結合王78斜－17井組示蹤劑資料及動態(tài)反應情況分析，認為王78斜－17－王78斜－14－王78－5C之間存在明顯的裂縫特征。

圖1 王78－5C井示蹤劑響應曲線

綜合王78斜－17、王78斜－18兩個井組生產(chǎn)特征及動態(tài)監(jiān)測資料分析，王78－2井區(qū)裂縫方向與構造線夾角呈45°左右。根據(jù)前人對王場油田潛江組注采井距的探索，井距在250 m左右的井網(wǎng)可以較大幅度的提高采油速度和最終采收率，而該區(qū)油水井正好位于裂縫方向上，故井距應大于250 m，該區(qū)注采井網(wǎng)與地質特征極不匹配。

3 改善注水開發(fā)效果的主要做法

3.1 實施周期注水

周期注水形成了不穩(wěn)定的壓力場，使油層產(chǎn)生壓力波動，促使油水重新分布，改變液流方向，減緩注入水沿裂縫方向的推進速度，使注入水波及體積加大，從而提高水驅油效率。王78－2井區(qū)早期強化注水，油井含水上升快，為了穩(wěn)定井區(qū)產(chǎn)量，2007年以來采取了脈沖注水，既保證了地層壓力，又達到了一定程度的控水目的。如2010年1月王78斜－4井液量上升，含水上升，油量由2.7噸下降至1噸，對應水井王78斜－10井由30方穩(wěn)定注水下調至0－30方脈沖（注5天停5天），再下調至0－20方脈沖（注5天停10天），該井含水得到控制，油量恢復到3噸的正常水平。

3.2 合理部署井網(wǎng)

根據(jù)王78－2井區(qū)前期的開發(fā)經(jīng)驗，避開裂縫方向鉆油井1口、水井1口，均取得了較好的開發(fā)效果。2009年投產(chǎn)的王78－24井有兩口水井對應，至今未見水。2011年5月投注水井王78－32，該井投注后，并適當控制注水強度［4.5 m3／（d·m）］，對應油井王78－8見到明顯注水效果，日產(chǎn)油由2.2噸上升到5.0噸，未出現(xiàn)暴性水淹的情況。

4 主要認識及建議

1）裂縫對油田的注水開發(fā)有著直接的影響。在油田注水開發(fā)中，部署井網(wǎng)時，應考慮天然裂縫、人工裂縫的共同影響。在搞清裂縫分布規(guī)律的基礎上，要避免將注采井布置在裂縫方向上，盡量使注水驅動方與裂縫方向有一定的夾角，使油井分布在裂縫的兩側，這樣可以有效地增大掃油面積，提高油藏的開發(fā)效果。若油水井必需位于裂縫方向上時，應保持合理的井距，這是注水開發(fā)時應考慮的重要技術對策。王78－2井區(qū)下步應避開裂縫分布方向，進行井網(wǎng)重組，挖潛裂縫側緣的剩余油，若必需位于裂縫方向上時，井距應大于250 m。

2）采用周期注水或脈沖注水是低滲透裂縫性油藏水開發(fā)中重要的調整方式，脈沖注水形成的不穩(wěn)定壓力場，有利于改善低滲透裂縫性油藏的開發(fā)效果和最終采收率。

3）裂縫對低滲透油田開發(fā)的影響具有雙重性。一方面能改變地層流體的流動方向，增大滲流截面，提高油井的產(chǎn)能；另一方面又加劇了低滲透油田的非均質性，容易與沿裂縫方向的油井形成水竄，造成暴性水淹。因此，低滲透裂縫性油藏中油水井的壓裂改造要處理好利用裂縫和控制裂縫的關系，原則上講，油井裂縫長度應控制在1／3個井距以內(nèi)，注水井裂縫長度一般在30～40 m之內(nèi)，這樣可以保持較好的注水波及體積。

4）保持合理注采比能改善低滲透裂縫性油藏的開發(fā)效果。經(jīng)驗表明，低滲透油藏初期用1.3－1.6注采比、中后期用1.2注采比能達到較好的開發(fā)效果。王78－2井區(qū)由于注水滯后，造成地下虧空大，早期加強注水，最高注采比達11.2，遠遠超出了經(jīng)驗范圍，導致注水開發(fā)效果差，后期調整注采比后（1.3），生產(chǎn)相對較穩(wěn)定。

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