張慶輝，屈信忠，柳金城 ，陳曉冬，李國艷，姚 泉

(中國石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院，甘肅敦煌 736202)

花土溝油田精細(xì)注水開發(fā)實(shí)踐及認(rèn)識(shí)

張慶輝，屈信忠，柳金城 ，陳曉冬，李國艷，姚 泉

(中國石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院，甘肅敦煌 736202)

花土溝油田為典型的長井段薄互層復(fù)雜斷塊油藏，非均質(zhì)性嚴(yán)重，油水關(guān)系復(fù)雜，注采對(duì)應(yīng)差，注水單層突進(jìn)，地層壓力下降快，產(chǎn)量遞減幅度較大。為了改善該油田的水驅(qū)開發(fā)效果，在精細(xì)油藏描述的基礎(chǔ)上，通過實(shí)施改善水質(zhì)、完善井網(wǎng)、層系細(xì)分、水井分注、剩余油挖潛等精細(xì)注采調(diào)整工作，水驅(qū)控制程度和油藏動(dòng)用程度得到提高，地層壓力穩(wěn)中有升，自然遞減率下降，綜合開發(fā)效果得到了明顯改善。

花土溝油田；油藏描述；注水開發(fā)；剩余油；油水分布

1 油田基本情況

花土溝構(gòu)造是柴達(dá)木盆地西部坳陷區(qū)獅子溝-油砂山背斜帶上的三個(gè)淺層高點(diǎn)之一，地下構(gòu)造復(fù)雜、斷層發(fā)育，探明疊合含油面積5.9 km2，探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量4 052×104t，油藏埋深256～1 600 m，平均孔隙度19.6%，平均空氣滲透率119×10-3μm2，原始地層壓力4.6～8.3 MPa。

花土溝油田斷層發(fā)育、含油井段長、儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，隨著2002年細(xì)分層系注水開發(fā)工作的深入，油田地下油水分布變得錯(cuò)綜復(fù)雜，縱向注水不均衡，平面注采不平衡，壓力持續(xù)下降，水驅(qū)控制和水驅(qū)動(dòng)用程度低，平面上大部分區(qū)域欠注，但部分區(qū)域存在單層突進(jìn)現(xiàn)象，產(chǎn)量遞減較快，水驅(qū)開發(fā)效果變差。2009年以來，在深化油藏地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，通過油藏精細(xì)描述與剩余油挖潛，注采對(duì)應(yīng)關(guān)系研究，實(shí)施強(qiáng)化注水的注水開發(fā)策略，油田開發(fā)效果趨于好轉(zhuǎn)。

2 精細(xì)油藏描述，夯實(shí)地質(zhì)基礎(chǔ)

2.1 深化儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)，挖掘非主力層潛力

通過對(duì)已有井的精細(xì)地層對(duì)比和二次測(cè)井精細(xì)解釋研究，重新明確花土溝10個(gè)油組215個(gè)小層的油砂體分布圖，發(fā)現(xiàn)花土溝油田存在部分一次解釋為干層或油水同層或未解釋的漏失油層，漏失油層中既有常規(guī)油層，也有低阻油層和薄差油層。通過對(duì)2005-2010年70口典型井綜合解釋結(jié)論變更情況分析，70口井共718層次1 275 m井段原解釋結(jié)論為干層或油水同層或未解釋，經(jīng)綜合分析解釋為差油層或油層。其中差油層474層，占總層數(shù)的66%，厚度比例為55.6%；油層244層，占總層數(shù)的34.0%，厚度比例為44.4%。

花土溝油田X油組，含油面積2.18 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量91.75×104t，主要巖性為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、粉砂巖，以灰色泥巖為主，表現(xiàn)為弱的水動(dòng)力條件，屬于淺湖-半深湖沉積，形成于中新世主要成湖期；油組內(nèi)砂巖單層厚度絕大多數(shù)小于2 m，平面上具有西厚東薄的特點(diǎn)。到2012年底共有15口油井只在X油組薄差層射孔投產(chǎn)，取得了較好的產(chǎn)能，平均單井日產(chǎn)油1.96 t，含水20.6%；根據(jù)目前資料和投產(chǎn)情況揭示，X油組的10號(hào)～15號(hào)小層具有較好產(chǎn)能，X油組薄差層是花土溝油田下步重點(diǎn)的挖潛方向。

2.2 量化剩余油分布規(guī)律，明確潛力方向[1-2]

2.2.1 量化小層剩余油分布

通過剩余油定性分析(產(chǎn)液剖面、吸水剖面、新井測(cè)井解釋)和定量研究(含水分級(jí)圖、數(shù)值模擬、油藏工程方法)，分析了層系和小層的開采程度、水淹狀況、剩余油在縱向和平面的分布規(guī)律以及影響剩余油分布的因素，并對(duì)區(qū)塊和分層采收率和剩余可采儲(chǔ)量進(jìn)行了預(yù)測(cè)?；ㄍ翜嫌吞锸Ｓ嘤头植贾饕窃跀鄬痈浇?、注采不完善區(qū)域、單井控制孤立砂體及油井間的“死油區(qū)”。

根據(jù)繪制的油砂體圖及產(chǎn)量劈分成果統(tǒng)計(jì)分析可知，花土溝油田油砂體地質(zhì)儲(chǔ)量2 991×104t，累積產(chǎn)油418×104t，采出程度為10.27%，剩余儲(chǔ)量2 573×104t，各油層組儲(chǔ)量分布情況見圖1。

圖1 花土溝油田各油組儲(chǔ)量情況

從油組上看，VI油組剩余儲(chǔ)量最多，為今后重點(diǎn)開展工作的油組。

將油砂體儲(chǔ)量及產(chǎn)量劈分到215個(gè)小層，統(tǒng)計(jì)分析可知，目前剩余儲(chǔ)量大于30×104t的小層共11個(gè)，占總小層數(shù)的5.1%；這些小層剩余儲(chǔ)量之和為514.26×104t，占總剩余儲(chǔ)量的20%。這些小層為今后重點(diǎn)挖潛的對(duì)象。

2.2.2 搞清縱向、平面油水分布規(guī)律

2006年以來，積極開展井間示蹤劑測(cè)試，到2012年底完成了55個(gè)井組的示蹤分析，為研究地下油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律提供了直接可靠的依據(jù)。

(1)縱向油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律。油田縱向上層多層薄，10個(gè)油組可劃分為7套開發(fā)層系，見表1；沉積儲(chǔ)層類型多樣，從Ⅷ～Ⅹ油組的淺湖、半深湖亞相沉積到Ⅳ～Ⅶ油組三角洲前緣亞相沉積再到Ⅰ～Ⅲ油組三角洲平原亞相沉積，縱向上不同類型及物性砂體疊置，混注混采導(dǎo)致縱向上產(chǎn)吸的不均衡。即Ⅰ～Ⅳ油組總體吸水強(qiáng)度要高于Ⅴ～X油組，意味著1上、1下、2上層系物性好于下部，局部井點(diǎn)見效較好，但需控制避免過早水淹。砂體規(guī)模大小與平均吸水強(qiáng)度沒有正相關(guān)，反而是大規(guī)模砂體由于注采井網(wǎng)相對(duì)完善、吸水井點(diǎn)多，通過合理調(diào)整，平均吸水強(qiáng)度不高，這類砂體水淹弱；倒是部分小規(guī)模砂體，如果處在較好沉積相帶上，吸水強(qiáng)度大，易于發(fā)生水竄水淹。因此，縱向上需對(duì)吸水好的小砂體油層加強(qiáng)控制。

(2)平面油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律。平面上油水運(yùn)動(dòng)主要受控于沉積微相發(fā)育分布特征及注采井網(wǎng)配置。花土溝油田屬于辮狀河三角洲―半深湖沉積體系，各種微相類型多、分布復(fù)雜、橫向上相變快，造成地下油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律比較復(fù)雜。應(yīng)用示蹤劑測(cè)試，可以判斷注水水流方向，明確注采井間關(guān)系。油田在2006年開展了18個(gè)井組的示蹤劑監(jiān)測(cè)，所選注水井分布在各個(gè)層系均有(除0層系)，監(jiān)測(cè)結(jié)果對(duì)油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律分析提供了可靠依據(jù)。根據(jù)監(jiān)測(cè)結(jié)果，油田平面油水運(yùn)動(dòng)具有以下一些特征：大砂體注入水波及面積大，水推進(jìn)速度慢，具有一定水驅(qū)優(yōu)勢(shì)方向；分流河道砂體水推進(jìn)速度較快；斷層開啟影響注水效果，存在沿?cái)鄬用嫠Z現(xiàn)象。

表1 花土溝油田開發(fā)層系與油組對(duì)應(yīng)關(guān)系

3 精細(xì)注采調(diào)控，改善開發(fā)效果

3.1 調(diào)整原則

(1) 以層系為單元實(shí)施綜合治理，按照井組由下至上、由主體到邊部的原則逐步展開；

(2)充分利用現(xiàn)有井網(wǎng)，適當(dāng)補(bǔ)鉆調(diào)整井和更新井；

(3)優(yōu)先實(shí)施注采井組的優(yōu)化調(diào)整，對(duì)跨層系井進(jìn)行調(diào)整歸位；

(4)注重水井治理先行，治好一口水井，搞活一大片；

(5)井組統(tǒng)籌考慮，按矛盾大小順序治理。

3.2 調(diào)整思路

(1)0、1上層系以注水開發(fā)試驗(yàn)為基礎(chǔ)，一是通過新鉆井提高井網(wǎng)控制程度、建成產(chǎn)能，二是利用下層系井上返開采。

(2)1下、2上、2下層系立足現(xiàn)有井網(wǎng)，在局部未受井網(wǎng)控制區(qū)域部署少量調(diào)整井，提高油藏水驅(qū)控制和水驅(qū)動(dòng)用程度，同時(shí)井網(wǎng)密集地區(qū)層調(diào)上返。

(3)3層系以抽稀井網(wǎng)為主，提高注采井?dāng)?shù)比，局部地區(qū)通過老井轉(zhuǎn)注完善注采井網(wǎng)，重點(diǎn)治理高含水油井。

(4)4層系縱向上細(xì)分開發(fā)層系，解決井段過長、縱向矛盾突出的問題；平面上在局部未受井網(wǎng)控制區(qū)域部署少量調(diào)整井，提高油藏水驅(qū)控制和水驅(qū)動(dòng)用程度。

3.3 主要做法[3-4]

3.3.1 優(yōu)化注水水質(zhì)，實(shí)現(xiàn)“注好水”

花土溝油田具有“中等速敏、較強(qiáng)水敏、中等-強(qiáng)酸敏及堿敏”的特征，對(duì)注入水質(zhì)的要求比較高。為此，在花土溝注水站南泵房清水端新增紫外殺菌裝置兩套，安裝過濾裝置兩套，保證注入水質(zhì)符合《油田注水管理規(guī)定》；建立了簡便實(shí)用的石灰乳現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)方法，用于杜絕藥劑質(zhì)量問題而引起的水質(zhì)波動(dòng)現(xiàn)象，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施后見到較好效果；針對(duì)花土溝北山回注污水機(jī)雜沿程升高的現(xiàn)狀，積極開展分水器和水支線清垢工作，建立從水源至注水井口水質(zhì)監(jiān)測(cè)點(diǎn)共56個(gè)，使水質(zhì)達(dá)標(biāo)率達(dá)到95%。

3.3.2 細(xì)分開發(fā)層系，減緩層間矛盾

花土溝油田4層系包括Ⅶ、Ⅷ、Ⅸ、Ⅹ4個(gè)油組74 個(gè)小層280多米含油井段，小層間的儲(chǔ)層物性差別大，滲透率級(jí)差達(dá)到了73，層間矛盾突出，縱向動(dòng)用不均，水驅(qū)控制程度53%，水驅(qū)動(dòng)用程度32%，采油速度0.44%，開發(fā)指標(biāo)較差，影響整個(gè)油田的開發(fā)效果；4層系地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度13%，剩余地質(zhì)儲(chǔ)量765×104t，滿足層系細(xì)分要求，分為兩套層系開發(fā)：將Ⅶ油組用一套井網(wǎng)開發(fā)；Ⅷ、Ⅸ、Ⅹ三個(gè)油組用一套井網(wǎng)開發(fā)，并采用優(yōu)先射開Ⅹ油組生產(chǎn)，適時(shí)補(bǔ)射開Ⅷ、Ⅸ油組開發(fā)；共新鉆油井23口，水井14口，轉(zhuǎn)注油井4口。利用兩套開發(fā)層系48個(gè)注采井組，水驅(qū)控制程度提高到68%，水驅(qū)動(dòng)用程度提高到46%，年產(chǎn)油由2.55×104t提高到3.61×104t，改變了之前用一套層系開發(fā)效果差的狀況。

3.3.3 降低無效水循環(huán)，提高注入水利用率

由于層間矛盾突出及高滲層、大孔道的存在，水驅(qū)油效率下降，油井含水高，注入水利用率低。根據(jù)3、4層系的65個(gè)井組動(dòng)態(tài)分析并結(jié)合示蹤劑監(jiān)測(cè)結(jié)果，Ⅵ-5等10個(gè)小層單層突進(jìn)嚴(yán)重，小層平面上大面積水淹。因此，重點(diǎn)對(duì)這些小層做工作，對(duì)油井實(shí)施卡堵出水層164井次，對(duì)水井控制高滲層注入量115井次，實(shí)施調(diào)驅(qū)措施43井次，使存水率由0.6提高到0.8，有效提高了注入水利用率。

3.3.4 針對(duì)零星小斷塊，完善注采井網(wǎng)

花土溝油田斷層發(fā)育，地下構(gòu)造被斷層復(fù)雜化，存在很多小斷塊。這些斷塊含油面積小，斷塊內(nèi)井?dāng)?shù)少，處于小斷塊中的油井存在有采無注現(xiàn)象。雖然斷塊數(shù)量多，但整體儲(chǔ)量不容忽略。自2009年以來，針對(duì)零星小斷塊的特點(diǎn)，對(duì)七套開發(fā)層系的注采井網(wǎng)逐一進(jìn)行分析，利用部分低產(chǎn)或高含水的油井實(shí)施轉(zhuǎn)注，建立小注采系統(tǒng)，提高水驅(qū)儲(chǔ)量，完善小斷塊10個(gè)，增加水驅(qū)控制儲(chǔ)量98×104t，取得了較好效果。

3.3.5 精細(xì)井組動(dòng)態(tài)分析

首先從產(chǎn)量遞減快、矛盾突出的典型井組入手，分析注采平衡、壓力平衡、含水上升變化情況，結(jié)合油層物性和連通狀況由點(diǎn)及面地開展分析，把注水井的注水狀況和吸水能力及與其周圍有關(guān)油井之間的注采關(guān)系分析清楚，找出油、水井的各種矛盾及其原因，并對(duì)有關(guān)油、水井分別提出具體的調(diào)整措施，制定有針對(duì)性的、現(xiàn)場(chǎng)上切實(shí)可行的調(diào)整意見或治理方法，真正做到“一井一法、一組一策”，改善井組的開發(fā)效果。

4 取得的效果

(1)油田產(chǎn)量保持平穩(wěn)。自2009年以來，油田年產(chǎn)油穩(wěn)定在16×104t左右，產(chǎn)量快速下降的趨勢(shì)得到扭轉(zhuǎn)。

(2)產(chǎn)量遞減控制較好。自然遞減率和綜合遞減率分別由2009年的14.37%、9.18%，降低到2012年的8.7%、5.5%，開發(fā)形勢(shì)變好。

(3)注水井分注率由60.0%提高到77.1%，分注合格率由52.0%提高到85.6%，水驅(qū)控制程度由72.1%提高到76.1%，水驅(qū)動(dòng)用程度由36.2%提高到47.7%，油水井連通狀況好轉(zhuǎn)。

[1] 周琦.薩爾圖油田河流相儲(chǔ)集層高含水后期剩余分布規(guī)律研究[J].石油勘探與開發(fā)，1997,24(4):51-53.

[2] 計(jì)秉玉.喇薩杏油田高含水期提高采收率的主要技術(shù)對(duì)策[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā), 2004,23(5): 47-53.

[3] 李忠江,杜慶龍,楊景強(qiáng).高含水后期單層剩余油識(shí)別方法研究[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā),2001，20 (6)：58-61.

[4] 徐安娜,穆龍新,裘懌楠.我國不同沉積類型儲(chǔ)集層中的儲(chǔ)量和可動(dòng)剩余油分布規(guī)律[J].石油勘探與開發(fā),1998，25(5)：39-42.

編輯：李金華

1673-8217(2015)01-0079-04

2014-08-06

張慶輝，1984年生，2012年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京)油氣田開發(fā)專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。

TE357

A