梁官忠，姜振學(xué)，劉 忠，尹志軍，申保華，馬俊恒

(1.中國石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，北京102249; 2.中國地質(zhì)大學(xué)能源學(xué)院，北京100083;3.北京高頓世紀(jì)科技有限公司，北京100101; 4.中國石油華北油田公司二連分公司，河北任丘062552)

阿南油田位于二連盆地阿南凹陷阿爾善構(gòu)造帶南部，含油層系為下白堊統(tǒng)巴彥花群阿爾善組四段和三段(阿四和阿三段)。據(jù)區(qū)域沉積相研究表明，巴彥花群沉積時(shí)，阿南凹陷為斷陷湖盆。阿爾善組為凹陷的初始沉積，此時(shí)凹陷處于強(qiáng)烈擴(kuò)張斷陷階段，擴(kuò)張階段末期(阿四和阿三段沉積期)凹陷不斷下沉，湖水變深、水域擴(kuò)展，油田北部邊界阿爾善斷裂上升盤即為阿北火山臺地風(fēng)化剝蝕區(qū)，因而攜帶碎屑物入湖的河流流程短、水流急，物質(zhì)未經(jīng)化學(xué)分選和物理篩選，就瀉入湖盆，形成一系列水下扇和扇三角洲沉積［1］。加之此時(shí)阿爾善大斷裂活動強(qiáng)烈、火山活動頻繁，陸源和同期的火山巖巖屑及火山塵等物質(zhì)增多，形成以火山碎屑沉積為主的沉積特征。

由于火山碎屑巖儲層的特性，造成油田投入注水開發(fā)后，儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)遭受破壞，表現(xiàn)出了地層污染堵塞、注水不見效、產(chǎn)液指數(shù)下降、地層憋壓、注水單層突進(jìn)、套變套損嚴(yán)重等開發(fā)現(xiàn)象，水驅(qū)狀況受到明顯影響。為此，圍繞減緩火山碎屑巖儲層對開發(fā)影響的目的，開展了大量針對性的調(diào)整、治理工作:在中含水期間重點(diǎn)開展了解決注水見效的工作，并取得了成效，在阿31、阿11 主力斷塊進(jìn)行了由一套到兩套、由兩套到四套的細(xì)分開發(fā)層系工作，阿3、阿10 次主力斷塊的注采井網(wǎng)加密工作;高含水期后，進(jìn)一步實(shí)施了層系井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整，注采結(jié)構(gòu)調(diào)整，細(xì)分注水單元，強(qiáng)化提液、主力厚油層的堵水及凝膠深部調(diào)驅(qū)等。這些工作的開展，一定程度上改善了開發(fā)效果，確保目前油田處于高含水開發(fā)后期-特高含水開發(fā)期后，仍保持了中等程度的開發(fā)狀況，平均單井日產(chǎn)液11. 0 t，平均單井日產(chǎn)油1. 1 t，綜合含水89. 72%，地質(zhì)儲量采油速度0. 41%，地質(zhì)儲量采出程度18. 68%，可采儲量采油速度1. 64%，可采儲量采出程度73. 75%。

阿南低滲透火山碎屑砂巖油藏，既具有低滲透砂巖油藏的基本特征，又具有火山碎屑油藏的特殊性，其在二連盆地具有廣泛的代表性，國內(nèi)海拉爾、吐哈等油田也見有火山碎屑巖油藏［2］。本文從沉積、成巖等方面尋找影響油田開發(fā)效果的主要因素，并提出類似油田開發(fā)早期應(yīng)注意和采取的開發(fā)對策建議。

1 儲層特征

1.1 巖石類型與物性特征

據(jù)區(qū)內(nèi)兩口系統(tǒng)取心井統(tǒng)計(jì)(阿403 井、阿芯11-137 井)，含油層段巖性可分為含礫砂巖、中-細(xì)砂巖、粉砂巖和泥質(zhì)巖，分別占巖心總長的10.2%，31.4%，39.1% 和 19.3%，砂地比達(dá)80.7%;統(tǒng)計(jì)兩口井解釋有效厚度，中、細(xì)砂巖類儲層占61.1%～65.6%，其次為少量的粉砂巖、含礫砂巖，可見本區(qū)以砂巖類為主要儲集巖類。

據(jù)油層段物性統(tǒng)計(jì)結(jié)果，阿403 井、阿芯11-137 井平均孔隙度為19.6%～17.5%，滲透率為82.9 ×10-3～72.9 ×10-3μm2，屬中孔、低滲儲集層。阿403 井原始含油飽和度介于47.4%～81.2%，平均為65.0%，油層原始含油飽和度中等。

1.2 巖礦特征

1)長石巖屑砂巖為主，火山巖屑含量高

據(jù)阿403 井、阿芯11-137 井薄片資料，儲集巖類以長石巖屑砂巖為主，其次為巖屑砂巖，以巖屑含量高為特征，平均巖屑含量為71.1%～59.9%，長石含量為17.7%～28.7%，石英含量為11.2%～11.4%。巖屑中，以凝灰?guī)r巖屑為主，平均為38.7%～28.5%;其次為中基性巖屑，平均為26.7%～23.5%;火山巖巖屑含量平均為65.4%～52.0%，為沉積火山碎屑砂巖。顆粒次棱角狀-次圓狀，分選較差-較好，分選系數(shù)為1.56～2.42;顆粒接觸方式一般為線-凹凸接觸，少許點(diǎn)接觸。

2)膠結(jié)物含量高，且以凝灰泥質(zhì)為主

膠結(jié)物含量平均為19.3%～14.3%，膠結(jié)類型主要為孔隙-接觸式。主要膠結(jié)物為蝕變凝灰泥質(zhì)，平均為13.3%～9.8%;其次是方解石膠結(jié)物，平均為4.9%～3.3%;見少量沸石、硅質(zhì)等。

3)受火山活動影響，形成火山碎屑巖儲層

據(jù)巖心和薄片資料，油田西北部靠近阿爾善斷層的阿36 井，阿爾善組出現(xiàn)安山巖，是離火山口較近的標(biāo)志;由阿36 井向東南2 km 的阿403 井及阿芯11-137 井，同層系出現(xiàn)的與火山活動有關(guān)的巖石是凝灰?guī)r、砂質(zhì)凝灰?guī)r，偶見熔結(jié)凝灰?guī)r(表明距火山口不太遠(yuǎn));由阿403 井再向東約1.5 km的阿3 井，同層系僅出現(xiàn)凝灰質(zhì)砂巖、凝灰質(zhì)粉砂巖或凝灰質(zhì)泥巖。可見由阿36—阿403—阿3 井沉積物受火山活動的影響越來越弱，阿爾善期阿南地區(qū)的火山活動應(yīng)位于阿36 井北面阿爾善斷層上，火山活動沿?cái)鄬訋нM(jìn)行。部分薄片樣品中凝灰泥質(zhì)呈條帶狀或流動狀分布，也可見輕度熱變質(zhì)現(xiàn)象，這是受同期火山活動影響的明顯佐證。

區(qū)內(nèi)火山周期性活動，火山碎屑沉積活動也相應(yīng)的具有周期性。顯示在剖面上，每個(gè)噴發(fā)沉積旋回均是前期以火山碎屑沉積為主，依次形成火山沉積巖、沉火山碎屑巖、火山碎屑沉積巖，后期火山碎屑物質(zhì)逐漸減少，形成火山碎屑質(zhì)沉積巖，直至正常沉積巖的沉積旋回。分析認(rèn)為，當(dāng)火山活動進(jìn)入高潮時(shí)，火山可以提供大量的碎屑物質(zhì)，這些碎屑物質(zhì)被流水或風(fēng)力帶到凹陷中沉積下來，形成沉火山碎屑巖;當(dāng)大部分火山休眠或消亡時(shí)期，沉積物主要是阿北安山巖臺地母巖經(jīng)風(fēng)化、剝蝕、搬運(yùn)至湖盆而沉積下來，或陸上已沉積但未成巖(或成巖前期)的火山碎屑物質(zhì)經(jīng)流水侵蝕改造帶至湖盆而形成的正常火山碎屑質(zhì)沉積巖［3-4］。

綜上分析，阿四和阿三段沉積時(shí)期火山活動頻繁，且物源區(qū)主要為火山巖體，形成特征的火山碎屑砂巖儲層。

1.3 沉積相

阿四和阿三段沉積時(shí)期，阿南凹陷以濱淺湖為主，沿阿爾善大斷裂存在3 個(gè)大的物源區(qū)，即阿23 井北、阿32 井北及阿413 井北，在區(qū)內(nèi)形成3個(gè)大的扇體，其沉積物以礫、砂為主，夾淺湖泥巖;湖水重力流沉積特征明顯，常見火山碎屑物質(zhì)，礫級內(nèi)碎屑與陸源砂礫的無序混雜及遞變構(gòu)造;無岸上沉積標(biāo)志。它與扇三角洲明顯不同，無水上沖積平原及河口砂壩沉積，是攜帶大量陸源碎屑的暫時(shí)性河流出山口后直接入湖，在湖緣尤其是湖盆陡岸濱淺湖地區(qū)形成砂礫巖體近岸水下扇［5］。各扇體在入湖處基本上是相互分開的，至阿11 和阿3 井區(qū)逐漸連成一體。3 個(gè)扇體中，以阿32 扇體水動力條件最強(qiáng)，物源豐富，延伸較遠(yuǎn)。

由于阿爾善斷裂的早期活動，形成北高南低的近臺階式湖岸地貌。洪水重力流由陡臺階進(jìn)入平緩湖區(qū)后就沒入水下，坡度突降，流體能量劇減，快速卸載，礫級粗碎屑雜亂堆積在濱岸，構(gòu)成范圍很小的扇根亞相(圖1)。

圖1 阿南油田AⅠ油組3 小層近岸水下扇沉積微相Fig.1 Sedimentary microfacies of offshore subaqueous fan in the 3rd layer of AⅠoil pay in A’nan oilfield

由于湖底平緩，重力流所需的坡降條件不復(fù)存在，繼續(xù)前進(jìn)的流體主要靠慣性推動，剩余負(fù)載迅速沉降，流體性質(zhì)很快向牽引流轉(zhuǎn)化，形成相對發(fā)育的扇中和扇端亞相，發(fā)育較多的牽引流沉積構(gòu)造。主體扇中亞相進(jìn)一步細(xì)分為扇中水道、扇中前緣及水道間微相。

1)扇根亞相

扇根亞相位于大斷裂根部，扇體入湖處的濱湖地帶，以基質(zhì)支撐的塊狀礫巖、遞變礫巖、混雜砂礫巖為特征，分選差、物性差，油層不發(fā)育(表1)。

2)扇中主、分支水道微相

扇中主、分支水道微相是把大量粗碎屑物質(zhì)進(jìn)行分選、沉積，并向湖盆方向輸送的通道，水動力條件強(qiáng)且穩(wěn)定。砂體呈樹枝狀或辮狀由北向南延伸，巖性以砂礫巖、含礫砂巖、塊狀砂巖為主，分選相對較好、雜基含量少、物性好，油層發(fā)育，是含油砂體集中分布的相帶，進(jìn)一步可細(xì)分為主、分支水道。

3)扇中前緣微相

扇中前緣微相位于扇中前部呈扇形分布，水道在此逐漸消失，主要接受細(xì)砂巖、粉砂巖與泥巖沉積。

4)水道側(cè)翼(水道間)微相

水道側(cè)翼微相平面上位于分支水道一側(cè)或水道之間，受季節(jié)性洪水作用影響，沉積物溢出或沖出水道形成，相當(dāng)于水下天然堤、決口扇或水道間沉積，以細(xì)砂、粉砂、泥混雜沉積為主。

5)扇端亞相

扇端亞相分布在扇體最前方，水道至此完全消失，水動力條件弱，以泥質(zhì)粉砂巖為主。

扇中前緣、水道側(cè)翼(水道間)微相及扇端亞相粒度偏細(xì)、泥質(zhì)含量高、物性及油層發(fā)育程度均較差［6］。

1.4 成巖特征及其影響

本區(qū)阿四和阿三段沉積期主要處于晚成巖A亞期(成熟階段)。因經(jīng)歷的構(gòu)造運(yùn)動活躍、沉積作用快速、火山活動頻繁，加之地層時(shí)代老、埋藏淺、古地溫高、地下水充分、巖石物質(zhì)成分雜而不穩(wěn)定，其成巖作用獨(dú)具特色。

1)壓實(shí)作用

儲層巖屑含量達(dá)59.9%～71.1%，石英含量僅11.2%～11.4%，機(jī)械壓實(shí)作用影響明顯，巖石顆粒多呈線接觸和鑲嵌接觸，因壓實(shí)作用損失的原生孔隙度可達(dá)20%～35%，使原生孔隙大部分消失(圖2a)。

2)膠結(jié)作用

巖石膠結(jié)物含量高，一般達(dá)20%～30%。膠結(jié)作用發(fā)育，可分為兩期。第一期為成巖早期，主要為泥質(zhì)和方解石膠結(jié);第二期為成巖中-晚期，膠結(jié)物為脫玻化石英及石英和長石自生加大(圖2b)，石英次生加大幅度可達(dá)原顆粒的0.5～1.5倍，次生石英顆粒附于粒表或充填于孔隙中。經(jīng)過兩期膠結(jié)，原生孔隙度進(jìn)一步降低。

3)顆粒蝕變

火山巖屑及長石蝕變形成的粘土物質(zhì)部分充填和堵塞孔隙喉道。據(jù)掃描電鏡觀察，許多粘土礦物如蒙脫石、伊利石等粘附在粒表或充填于孔隙、堵塞于喉道中，嚴(yán)重的影響了巖石的滲流性能。

4)溶解作用

阿爾善組之上的騰格爾組為深湖-半深湖泥巖沉積，沉積了一套有利的生油巖系，伴隨著兩次成油高峰期形成大量的有機(jī)酸，隨流體運(yùn)移至儲集巖時(shí)，巖屑、長石及碳酸鹽膠結(jié)物在酸性介質(zhì)條件下產(chǎn)生溶蝕作用，形成次生孔隙乃至次生孔隙發(fā)育帶［7］(圖2c，d)。

表1 阿南砂巖油藏不同微相儲層特征Table 1 Reservoir characteristics of different sedimentary microfacies in A’nan sandstone reservoir

圖2 阿南砂巖油藏主要成巖后生作用與孔隙類型Fig.2 Main epidiagenesis and pore types of A’nan sandstone reservoir

區(qū)內(nèi)壓實(shí)作用、膠結(jié)、交代等后生作用影響明顯，在其作用下，原生粒間孔基本消失殆盡，溶解作用形成的次生孔隙成為主要的儲滲空間［8-10］。

1.5 孔隙類型及其組合形式

據(jù)巖心觀察、掃描電鏡及薄片資料綜合分析，儲集空間以次生溶蝕孔隙為主，包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、長石晶內(nèi)溶孔、鑄膜孔等，原生孔隙及裂縫少見，屬次生孔隙型儲集類型。粒間溶孔是主要的孔隙類型，形態(tài)不規(guī)則，孔徑較大，一般為20～50 μm，連通性較好，含油性好，是主要的儲滲孔隙;粒間溶孔發(fā)育者，溶孔面孔率達(dá)5.0%～21.6%，滲透率達(dá)110 ×10-3～1 099 ×10-3μm2。粒間溶孔連通性及含油性相對較好，是主要的儲集空間;粒內(nèi)溶孔及鑄膜孔多作為次要的儲集空間，但滲流條件一般較差。

1.6 孔隙結(jié)構(gòu)特征

利用壓汞分析資料，選擇了Rz(主要流動喉道半徑均值，代表喉道粗細(xì))、α(喉道均質(zhì)系數(shù)，表征孔喉分選的參數(shù))和F(結(jié)構(gòu)系數(shù)，代表喉道彎曲程度)等能綜合代表孔隙結(jié)構(gòu)特征的部分參數(shù)，輔以其他必要的參數(shù)進(jìn)行綜合評價(jià)，并與二連地區(qū)其他已開發(fā)油田類比，認(rèn)為具有以下特征。

1)孔喉尺寸中等偏小，以微喉為主

阿403 井、阿芯11-137 井油層主要流動喉道半徑均值Rz 平均為3.82～3.27 μm，低于二連地區(qū)已開發(fā)的任一常規(guī)低滲透砂巖油藏的Rz值(表2)。

2)汞飽和度值較低，最小未飽和孔隙體積百分比高

15 MPa 壓力下汞飽和度SHg僅為69.0%～72.3%，小于0.1 μm 的孔隙體積占到38.7%～36.7%，最小未飽和孔隙體積百分比(Smin值)達(dá)29.03%～39.16%?？梢妰右孕】缀頌橹?，無效孔隙百分比高，儲層束縛水飽和度高。

3)孔喉均質(zhì)程度差，喉道分選差，退汞效率低

均質(zhì)系數(shù)α 低(0.24)，均質(zhì)程度較差。喉道分選系數(shù)(SP)在滲透率K≥1 ×10-3μm2時(shí)，均大于2，喉道分選差。這一特征導(dǎo)致退汞效率較低，僅為21.42%～28.11%。

表2 二連盆地砂巖油藏孔隙結(jié)構(gòu)對比Table 2 Pore structure comparison in the Erlian Basin

4)儲滲能力較弱，難流動滲濾空間百分比高

主要儲集空間百分比V0.5(≥0.5 μm 的喉道半徑控制的孔隙體積百分比)低，平均為31%～38%;而主要參與滲流的孔隙空間百分比Vz僅為34%～43%，難滲濾空間百分比高。

5)同國內(nèi)其他油田相比，孔喉彎曲程度小

反映喉道彎曲程度的結(jié)構(gòu)系數(shù)F 一般在0.1～1，比國內(nèi)其他油田(一般1～39)低，表明本區(qū)孔喉系統(tǒng)較平直。

綜上所述，該油藏儲集巖的孔隙結(jié)構(gòu)總體較差，主要表現(xiàn)為喉道細(xì)小(Rz為3.82～3.27 μm)，喉道均質(zhì)性較差(α 均為0.24)，但較平直(F 為0.40～0.21)。

2 開發(fā)中后期儲層特征與驅(qū)替特征

阿403 井為開發(fā)前油基泥漿取心井，阿芯11-137井為注水開發(fā)中期系統(tǒng)密閉取心井，兩口井取出了所有對應(yīng)含油層段的樣品，巖樣室內(nèi)分析條件相同;兩井相距僅170 m，巖心及薄片觀察，兩井各小層巖性特征基本一致，電測曲線對比顯示韻律及電性特征類似，各小層連通關(guān)系良好，平面變化較小，原始地質(zhì)特征基本相同。兩者對應(yīng)分析，一定程度上可闡述注水開發(fā)對儲層特征的影響。

2.1 微觀孔隙結(jié)構(gòu)

兩口系統(tǒng)取心井共181 塊壓汞樣品，經(jīng)反映儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征的各種參數(shù)的系統(tǒng)對比分析認(rèn)為，阿芯11-137 井相對阿403 井，孔隙結(jié)構(gòu)主要發(fā)生了以下變化。

1)無效孔隙百分比增大

阿403 井Smin一般在10%～30%，阿芯11-137 井則在10%～50%。

2)偏態(tài)負(fù)偏，喉道變細(xì)

阿403 井儲層偏態(tài)值一般顯示為正偏，而阿芯11-137 井明顯向負(fù)偏方向偏移，反映喉道變細(xì)。由喉道半徑平均值Rm分析，阿403 井的Rm值一般大于0.5 μm，平均為0.66 μm;而阿芯11-137 井的Rm值明顯變小，一般小于0.5 μm，平均為0.25 μm。

3)主要流動孔隙體積百分比Vz降低，所具有的主要流動孔隙體積Mz降低

阿403 井儲層Vz值在40%～60%，阿芯11-137 井Vz值在20%～40%，Mz也由阿403 井的平均8.6%下降到阿芯11-137 井的6.7%，反映能被喉道連通的孔隙體積降低;而退汞效率(We)由28.11%下降到21.42%。

阿芯11-137 井X-衍射分析粘土礦物總量平均為8.1%，種類有綠泥石、伊利石及伊/蒙混層，以水敏性強(qiáng)的伊/蒙混層為主，平均相對含量為47.2%，綠泥石和伊利石平均相對含量為28.4%和24.5%，導(dǎo)致油藏水敏性較強(qiáng)，平均水敏指數(shù)為0.544，屬中等偏強(qiáng)水敏，并具有一定的速敏性［11-12］。分析認(rèn)為，長期高強(qiáng)度注水開發(fā)導(dǎo)致粘土礦物的膨脹作用強(qiáng)烈，阿芯11-137 井儲層喉道屬細(xì)喉，主要流動喉道半徑均值Rz僅3.27 μm，接近冀中地區(qū)微細(xì)喉高膨脹組分類型，認(rèn)為4 μm 以下的喉道大部分被堵死，4 μm 以上的喉道的堵塞也十分嚴(yán)重。加上粒間充填物中剝離的顆粒的分散、運(yùn)移作用對喉道的堵塞，注入水所含雜基對儲層的污染堵塞，進(jìn)一步降低了儲層的儲滲能力［13］。

2.2 驅(qū)替壓力

為反映油層注水開發(fā)后孔隙結(jié)構(gòu)變化對水驅(qū)油的影響，設(shè)計(jì)了一組兩口井樣品在不同進(jìn)汞量時(shí)，滲透率與進(jìn)汞壓力關(guān)系圖(圖3)?？梢钥吹剑瑢τ谥髁?，進(jìn)汞量小于30% 時(shí)(圖3a)，阿芯11-137井與阿403 井進(jìn)汞壓力相近;大于此界限，阿芯11-137 井樣品欲提高進(jìn)汞量(驅(qū)油效率)，所需進(jìn)汞壓力急劇上升。欲使阿芯11-137井K 大于10 ×10-3μm2的樣品達(dá)到60%的驅(qū)替效率，所需壓力與使K 為0.1 ×10-3μm2的樣品達(dá)到同樣驅(qū)替效率所需驅(qū)替壓力相近，約為30 MPa;而阿403 井不同滲透率樣品的驅(qū)替壓力與滲透率呈典型的負(fù)相關(guān)。

分析認(rèn)為，由于注入水敏感性等因素影響，高滲層部分喉道被堵塞，使部分原始狀況可以參與流動的喉道及其所控制的孔隙體積滲流能力降低甚至消失;欲增加進(jìn)汞量，需進(jìn)入受堵塞的細(xì)小喉道中，所需驅(qū)替壓力大幅上升。

2.3 殘余油飽和度及最終驅(qū)油效率

由阿403 井和阿芯11-137 井主要生產(chǎn)層系A(chǔ)Ⅰ油組油層潤濕性、相滲樣品對比分析，吸水指數(shù)與吸油指數(shù)的差值由0.511 8 上升至0.875 9，殘余油飽和度由23.25%上升到30.44%，無水驅(qū)油效率從36.24% 降低至10.74%，最終驅(qū)油效率從62.56%降至48.38%。通過3 對核磁共振分析樣品對比，阿403 井平均可動流體飽和度為68.12%，阿芯11-137 井為46.77%，減少了21.35%。

分析認(rèn)為，注水開發(fā)后，由于部分細(xì)小喉道被堵塞，注入水無法進(jìn)入細(xì)小喉道，使主要流動喉道所控制的有效孔隙百分比減少，導(dǎo)致最終驅(qū)油效率降低［14-15］。

綜上分析，由于注水開發(fā)中，水質(zhì)不達(dá)標(biāo)、注入水引起的儲層污染等因素的影響，儲層孔隙結(jié)構(gòu)變差，導(dǎo)致儲層驅(qū)替壓力增加，殘余油飽和度及最終驅(qū)油效率降低。

3 對油田開發(fā)的影響

由于火山碎屑儲層固有特點(diǎn)，隨著油田開發(fā)時(shí)間延長，孔隙結(jié)構(gòu)變差，地層滲流阻力加大。雖然不斷提高注水壓力，吸水指數(shù)仍持續(xù)下降，造成地層憋壓現(xiàn)象，目前地層壓力已上升到20.5 MPa，達(dá)原始地層壓力的1.56 倍，但油井供液能力仍普遍不足，井底流壓僅1.46 MPa，隨著含水的大幅上升(目前已達(dá)90%)，單井產(chǎn)液量整體上升幅度不到20%，形成目前較大生產(chǎn)壓差情況下，采液指數(shù)沒有明顯上升的現(xiàn)象。

3.1 地層憋壓現(xiàn)象明顯，對注水系統(tǒng)、套管造成較大影響

圖3 阿403 井和阿芯11-137 井滲透率與進(jìn)汞壓力關(guān)系Fig.3 Relation between permeability and capillary pressure for Well A403 and AX11-137

由于為孔隙結(jié)構(gòu)較差的低滲透儲層，油田采用了反七點(diǎn)法三角形面積注水井網(wǎng)。雖然采取了低滲透改造、提高注采比、加密井網(wǎng)等多種強(qiáng)化注水做法，但由于孔隙結(jié)構(gòu)逐步變差，地層滲流能力下降，造成地層憋壓現(xiàn)象明顯，在注水過程中表現(xiàn)出注水見效慢、見效狀況差、見效方向單一等不利于水驅(qū)開發(fā)狀況的特點(diǎn)。

從油田歷年動態(tài)監(jiān)測的壓力結(jié)果來看，地層由初始時(shí)壓力系數(shù)為0.95～1.03 的正常壓力系統(tǒng)，逐年上升到1.41～1.65 的異常壓力系統(tǒng)(圖4)，對后期開發(fā)工作造成了多方面影響。一是平均注水干壓、平均注水油壓持續(xù)上升，分別由開發(fā)初期的11.5 MPa 和9.5 MPa 上升到“十一五”末期的20.5 MPa 和17.5 MPa，造成注水管網(wǎng)系統(tǒng)長期處于高負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)。二是油田的注水逐漸困難，統(tǒng)計(jì)“十一五”末期注水壓差小于1.5 MPa 注水井達(dá)42 口，已占總注水開井?dāng)?shù)的32.8%;平均單井日注水量由60.7 m3/d 下降到29.4 m3/d，視吸水指數(shù)由5.0 m3/(MPa·d)下降到1.7 m3/(MPa·d)(圖5)。三是加劇了油、水井套變套損，“十一五”末期油田已發(fā)現(xiàn)各類油、水井套變套損井150 口，占總井?dāng)?shù)的35.5%，其中因停產(chǎn)、停注造成日產(chǎn)液下降了446 t，日產(chǎn)油下降了89 t，井網(wǎng)無法控制地質(zhì)儲量達(dá)213 ×104t，占油田總地質(zhì)儲量的9.8%。從油、水井的套變套損分布情況來看，與形成的地層憋壓區(qū)基本對應(yīng)。

3.2 儲層深部堵塞，有效滲透率下降，油井供液能力普遍不足

從開發(fā)后期歷年加密井監(jiān)測的DST 資料分析，有效滲透率由試采評價(jià)時(shí)期的108.4 ×10-3μm2下降到了“十一五”初期的2.33 ×10-3μm2(圖6)。除了高壓注水微細(xì)裂縫開啟等原因形成注入水快速竄進(jìn)通道井區(qū)，部分油井高產(chǎn)液、高含水外，大部分油井均表現(xiàn)為供液能力不足的特點(diǎn)，在油田綜合含水上升到特高含水期后，平均單井日產(chǎn)液量僅由8.6 t/d 上升到13.1 t/d，造成平均單井日產(chǎn)油快速下降，無法通過提液實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)(圖7)。根據(jù)阿403 井巖性所做的產(chǎn)液指數(shù)規(guī)律顯示，當(dāng)油井含水大于80%后，產(chǎn)液將出現(xiàn)大幅回升，但由于儲層傷害，從油田實(shí)際情況來看，在生產(chǎn)壓差由開發(fā)初期的9.88 MPa 上升到目前的19.00 MPa后，產(chǎn)液指數(shù)沒有出現(xiàn)明顯的上升幅度，嚴(yán)重偏離了地層驅(qū)替規(guī)律，也為后期開發(fā)帶來了較大的難度。

圖4 阿南油田歷年地層壓力變化Fig.4 Formation pressure variation in the last few years in A’nan oilfield

圖5 阿南油田歷年平均單井日注及視吸水指數(shù)Fig.5 Average single well injection volume and apparent injectivity index in the last few years in A’nan oilfield

圖6 阿南油田歷年加密井有效滲透率情況Fig.6 Effective permeability of the in-fill wells in the last few years in A’nan oilfield

圖7 阿南油田歷年單井平均產(chǎn)量與含水變化情況Fig.7 Variations of average oil output and water cut of single well in the last few years in A’nan oilfield

3.3 加大了后期開發(fā)難度，水驅(qū)采收率提高幅度小

針對注采困難、改善水驅(qū)開發(fā)效果及油田減緩遞減的實(shí)際需要，“十五”以后，立足優(yōu)化注采井網(wǎng)、細(xì)分注水單元、強(qiáng)化提液穩(wěn)產(chǎn)、擴(kuò)大水驅(qū)波及體積等目的，油田在實(shí)際開發(fā)過程中，投入了大量工作。主要有加密、更新鉆井，不同層系間井的相互補(bǔ)孔返層，細(xì)分注水，油井大砂量壓裂改造，油井換泵深抽，油水井酸化解堵，水井調(diào)剖、深部調(diào)驅(qū)等。統(tǒng)計(jì)“十五”到“十一五”期間，阿南油田共投入油水井措施工作量722 井次，平均每年投入各類工作量72.2 井次，占到平均開井?dāng)?shù)的21.2%。雖然將自然遞減保持在10%左右，綜合遞減保持在6%左右，但水驅(qū)開發(fā)效果未得到根本性改變。油田整體水驅(qū)采收率提高幅度較小，從油田含水與采出程度關(guān)系曲線(童氏圖版)、水驅(qū)特征曲線前后計(jì)算結(jié)果來看，水驅(qū)采收率由25.9%提高到29.7%，僅提高了3.8 個(gè)百分點(diǎn)。

3.4 開發(fā)后期改善水驅(qū)狀況的措施效果分析

分析上述后期開發(fā)中投入的大量治理工作，其中圍繞火山碎屑儲層進(jìn)行針對性治理的工作，均取得了一定的成效;而針對性差的治理工作，則成效不明顯或者有效期較短。比較好的治理措施有:

一是層系井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整治理工作效果較好阿31 斷塊因儲層污染堵塞，形成的低產(chǎn)液或套變井區(qū)，依據(jù)剩余油監(jiān)測結(jié)果，開展層系間井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整工作。通過不同層系間的高含水井、無效注水井，相互補(bǔ)孔返層，套變井更新，剩余油較多區(qū)域加密鉆井，同時(shí)針對儲層深部堵塞，啟動壓力梯度增加的情況，將壓裂改造重點(diǎn)向延長裂縫長度轉(zhuǎn)變，間接起到縮短井距的目的，整體改善了斷塊的開發(fā)效果，提高水驅(qū)采收率7.87%。

二是單層段凝膠驅(qū)替比多層段效果好阿10斷塊正韻律沉積、物性較好的主力厚油層，在長期注水沖刷后形成了大孔道，油井高產(chǎn)液、高含水，通過卡封其它低滲透層后，進(jìn)行了單層段凝膠深度驅(qū)替，綜合含水最高下降了9.4%，提高水驅(qū)采收率6.7%。與阿10 斷塊主力厚油層類似的阿36斷塊，由于采取凝膠多層段籠統(tǒng)注入，效果較差，同時(shí)其它層后期注水更加困難。

三是只針對近井地帶污染堵塞的酸化解堵，增產(chǎn)幅度有限，措施有效率在60%以下，有效期一般不超過7 個(gè)月。

四是與主力層相對的低滲透層，由于更易遭受水敏傷害，后期細(xì)分注水工作成效有限，在分注加強(qiáng)接替層注水后，接替層的啟動壓力一般比主力層高3～5 MPa，現(xiàn)場操作難度大，長期有效率低。

4 結(jié)論與啟示

1)阿南油田儲集巖以火山巖碎屑含量高為基本特征，屬火山碎屑沉積巖，形成特征的火山碎屑巖油藏;該區(qū)凝灰質(zhì)巖屑含量及凝灰泥質(zhì)含量高，是導(dǎo)致本區(qū)物性較差、水敏性強(qiáng)的根本原因。

2)儲集巖石抗壓實(shí)等能力弱，成巖后生作用強(qiáng)烈，加之屬快速堆積的水下扇沉積砂體，使油層以中孔低滲為其物性特征。該油藏儲集巖的孔隙結(jié)構(gòu)總體較差，表現(xiàn)在喉道細(xì)小、最小未飽和孔隙體積百分比較大、退汞效率低、喉道分選差、儲滲能力較弱。

3)注水開發(fā)后，儲層受客觀因素(儲層水敏性、速敏性強(qiáng))和主觀因素(注入水雜基對喉道的堵塞)的影響，儲滲條件及孔隙結(jié)構(gòu)變差，地層滲流阻力加大，后期開發(fā)時(shí)，雖然投入大量工作，仍不能大幅度提高水驅(qū)采收率，凸顯早期儲層防治工作的重要性。

4)阿南油田特殊的儲層條件是導(dǎo)致目前整體開發(fā)效果一般的主因。該類油田應(yīng)從開發(fā)早期即采用相適應(yīng)的注水開發(fā)政策，如控制注入水水質(zhì)，保持合理的注水強(qiáng)度，適時(shí)開展分層壓裂合層開采、大規(guī)模壓裂等措施，才能有效提高開發(fā)水平。

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