鄧晴陽，王輝，孫來喜

(1.成都理工大學能源學院，四川成都610059；2.中國石油新疆油田分公司采油二廠，新疆克拉瑪依834000)

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①低滲油田注水見效影響因素分析
——以531井區(qū)T2k2低滲油藏為例

鄧晴陽1，王輝2，孫來喜1

(1.成都理工大學能源學院，四川成都610059；2.中國石油新疆油田分公司采油二廠，新疆克拉瑪依834000)

摘要：531井區(qū)T2k2低孔低滲油藏由于開發(fā)年限較長，地質(zhì)特征復雜等因素，目前油藏已開發(fā)區(qū)存在產(chǎn)量遞減快、油藏注水困難，地層壓力保持程度低、含水上升較快、注采井網(wǎng)不完善等問題.系統(tǒng)分析了531井區(qū)T2k2低滲油藏油藏的注水見效特征，并從沉積微相、注采井網(wǎng)井距、注采連通性、射孔等方面對對影響本油藏的注水見效因素進行分析，總結(jié)出了531井區(qū)T2k2低滲油藏的注水見效影響因素，對本油藏高含水期開發(fā)調(diào)整提供指導.同時為同類低孔低滲油藏開發(fā)調(diào)整提供指導借鑒.

關(guān)鍵詞：低滲透；注水見效；影響因素

0引言

531井區(qū)T2k2油藏區(qū)域構(gòu)造上位于準噶爾盆地西北緣克—烏斷階帶南白堿灘斷裂下盤.資料顯示，531井區(qū)目的層克上底部平均埋藏深度為2114.5m，沉積厚度平均為189.8m.根據(jù)相應的地質(zhì)研究，本油藏儲油層主要分布在S3、S5砂層組，其中S3砂層組平均厚度為41.9m；S5砂層組平均厚度為52.7m.儲層平均孔隙度為12.8%，儲層平均滲透率為2.8mD，屬中孔特低滲儲層.[1-2]

隨著開發(fā)的進行，本油藏存在逐漸出現(xiàn)了已開發(fā)區(qū)存在產(chǎn)量遞減快、油藏注水困難，地層壓力保持程度低、含水上升較快、注采井網(wǎng)不完善等問題，而注水見效分析是解決這些問題的基礎(chǔ).許多學者對此進行相關(guān)研究，黃爽英等考慮啟動壓力梯度的影響，建立數(shù)學模型對注水見效時間進行了研究，[3]但沒有考慮介質(zhì)變形效應對注水見效時間的影響.劉華林等研究了注采井距、注水強度和滲透率等因素對注水見效時間的影響，[4]但沒有考慮啟動壓力梯度和介質(zhì)變形對注水見效時間的影響.針對上述學者的研究缺陷，本文從啟動壓力梯度、井網(wǎng)井距、注采連通、沉積微相、注水井無效射孔等多方面對本研究區(qū)注水見效及其影響因素進行分析，可為本油藏后期開發(fā)調(diào)整提供指導.

1含水變化及注水見效分析

1.1開發(fā)簡況

本油藏于1995年初采用300m的不規(guī)則反九點井網(wǎng)進行開發(fā)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液301.0t，日產(chǎn)油231.0t，含水23.3%.截至2013年5月底，本井區(qū)目前日產(chǎn)液154.0t，日產(chǎn)油16.9t，含水率89.0%，日注水310.4m3，單井平均日注水為25.9m3，累積注水185.9×104m3，累積注采比2.03.[1-2]

1.2油井含水變化情況

531井區(qū)自1995年開發(fā)克上組以來，生產(chǎn)初期油井均不同程度含水，含水為1.9%～55.9%，平均12.0%，注水開發(fā)后，由于井網(wǎng)適應性差，生產(chǎn)井含水上升快，自1995年5月投產(chǎn)到1997年底僅1年半時間，含水即上升到50%.2004年含水達到86.6%高值后，逐漸下降到2006年的79%，近年含水上升率減緩(圖1)，2007年～2012年含水上升率平均為4.54%，較之前有所降低.

圖1531井區(qū)克上組油藏含水及含水上升率隨開發(fā)時間變化曲線

1.3注水見效分析

可以從低、中、高三個含水階段末(時間節(jié)點分別為1996年底、2002年底、目前)的含水率分布分析得出，油井見水的先后順序是從中部區(qū)域向邊部區(qū)域擴散.邊部區(qū)域儲層物性差，注水井欠注，中部區(qū)域注水井注水強度大(三個階段的階段末累計注采比分別為1.15、2.27、2.03)，由于主力產(chǎn)液層S3層物性好，所以注入水沿S3層單層突進，邊部油井也高含水.

根據(jù)本井區(qū)單井生產(chǎn)動態(tài)情況，油井注水見效的特征為：流壓、動液面穩(wěn)中有升，產(chǎn)量穩(wěn)定.當油井見水時，壓力和產(chǎn)量同樣穩(wěn)中有升，含水率迅速上升.

油井見效以單向為主[5-6]：統(tǒng)計研究區(qū)內(nèi)油井受效方向，見水井26口，其中單向、雙向、三向受效的井分別為13、11、2口.油井受效方向主要為單向受效，平均見水時間為230天.

2注水見效影響因素

2.1注采井網(wǎng)不完善

盡管早期采用反九點井網(wǎng)開發(fā)，隨著開發(fā)時間延長，研究區(qū)采油井點因地層能量低、套管破損等原因關(guān)井導致?lián)p失嚴重.在油藏投產(chǎn)初期(1996年6月)正常投產(chǎn)的油井為25口，正常投注注水井為10口；中含水階段(1997年-2002年底)正常投產(chǎn)油井為15口，正常投注注水井為12口；高含水階段(2003年-目前)正常投產(chǎn)油井為12口，正常投產(chǎn)注水井為9口.采油井井點損失嚴重，導致本井區(qū)注采井網(wǎng)不完善，且大部分井油井多為單向受效，見水快.

2.2油水井間注采井距過大

目前的反九點井網(wǎng)不規(guī)則，部分采油井長期關(guān)井，注采對應關(guān)系改變，井距差異大.

由于低滲透油藏中注采井之間存在啟動壓力梯度，[7-8]在井筒附近，驅(qū)替壓力梯度高，流體在這部分空間流動較易.但是在注采井間，儲層動用則相對較困難，以注采井主流線為例，在注采井中間驅(qū)動壓力梯度很小，該處儲層中流體則很難動用起來.[9]

分析研究區(qū)主體部位采油井80026井與對應的三口注水井(80023、80072、80064)的生產(chǎn)動態(tài).計算80026采油井與對其應的三口注水井之間的驅(qū)動壓力梯度的分布情況(圖2)，[8]根據(jù)研究區(qū)啟動壓力梯度可得儲層動用下限；可以看出，在注采壓差相近的情況下，注采井距較小的80026～80064井間驅(qū)動壓力梯度明顯高于其它2口井，可以動用的最低儲層滲透率為5.4mD，小于其它兩口井，表明井距小可以有效的使低滲儲層中的流體流動，這也是注水井注入水快速推進的動力和對應采油井見水快的原因，該井組的柵狀圖及產(chǎn)吸剖面同時也反映井間連通好、井距小的注采井具有較好產(chǎn)一吸對應關(guān)系.

圖2采油井80026與對應注水井間驅(qū)動壓力梯度分布圖

2.3儲層油砂體較小且鉆遇率低

研究區(qū)動用油層組砂體鉆遇率低(表1)，在12個動用單層中只有三層鉆遇率大于50%，最高鉆遇率也只有76%，多數(shù)層鉆遇率在30%左右.

研究區(qū)注采井連通率低，層數(shù)平均連通率52%.根據(jù)歷年產(chǎn)、吸剖面統(tǒng)計，注采井之間注采層位對應關(guān)系不好，注采結(jié)構(gòu)差.

表1 　531井區(qū)克上組油藏動用砂體鉆遇率

2.4沉積微相的不同導致儲層的非均質(zhì)嚴重

注水井生產(chǎn)層段所處微相不同，吸水能力差異大.本研究區(qū)扇三角洲前緣亞相主要發(fā)育：(1)水下分流河道微相；(2)水下分流河道內(nèi)外側(cè)微相；(3)沙灘壩微相；(4)前緣席狀砂微相.

以研究區(qū)80080井為例，80080井所鉆遇的S3砂層組為水下分流河道微相，S5砂層組為沙灘壩微相，在2012年10月12日測試中，S5層不吸水，直至2013年5月13日測試中，吸水量為2.9t、吸水比0.116、注水強度0.725m3/m·d；而S3層在兩次測試中，均吸水，吸水量、吸水比和注水強度明顯高于S5層對應值(表2)，表明在本研究區(qū)以水下分流河道沉積微相的砂體吸水能力比沙灘壩微相砂體強，水驅(qū)效率高，波及范圍大.[8]

表2　水下分流河道微相與沙灘壩微相砂體吸水能力對比表

2.5注水井無效射孔

分析認為，531井區(qū)注水井存在以下無效射孔情況：部分井射孔非儲層、部分單砂體射孔，有注無采、單砂體上，油水井連線，沿油井方向砂體尖滅，有注無采等情況.

研究區(qū)的統(tǒng)計結(jié)果表明，注水井干層段射孔厚度為16m，單砂體有注無采射孔厚度18.5m，合計無效的射孔厚度占總射孔厚度的12.27%；另外，注水井與油井連線方向上，砂體多處尖滅，無效射孔比例合計占15%左右(表3).隨著油藏開發(fā)，一定量的注入水被注入上述區(qū)域，注入壓力不斷升高，地面設(shè)施達不到所需的注入壓力，導致注不進欠注嚴重；同時研究區(qū)水敏特征加劇油田注水困難，后期注水量下降，地層壓力保持水平低.

表3　531井區(qū)克上組油藏油水井連線尖滅統(tǒng)計

3結(jié)論

注水見效對低孔低滲油藏的開發(fā)效果影響明顯，本文通過動、靜態(tài)資料對研究區(qū)的注水見效及其影響因素進行綜合分析，從注采井網(wǎng)井距、砂體發(fā)育、儲層非均質(zhì)性、注水井無效射孔等方面概括了注水見效的影響因素，對油田后期的注采結(jié)構(gòu)調(diào)整具有一定的指導意義.

參考文獻

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[2]宋子齊，謝向陽，高興軍，等.克拉瑪依油田八區(qū)克上組礫巖油藏非均質(zhì)連通性與注采關(guān)系研究[J].測井技術(shù)，2002 (4)：315-319．

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[責任編輯范藻]

The Injection Effect and Influence Factor Analysis of Low Permeability Oil Field:Taking T2k2Low Permeability Reservoir in 531Well Area as an Example

DENG Qingyang1,WANG Hui2,SUN Laixi1

(1.Energy Resources College of Chengdu University of Technology,Chengdu Sichuan,610059;2.2nd Oil Extraction Factory,PetroChina Xinjiang Oilfield Company,Karamay Xinjiang 834008,China)

Abstract:T2k2low permeability reservoir in 531 well area,with the long development years and complex geological characteristics and other factors,appears problems like production declining quickly,reservoir water injection difficulty,the low degree of pressure maintenance,water content increasing rapidly,imperfect injection patterns,etc.This paper systematically analyzes the characteristics of effective water injection of the 531 well area T2k2low permeability reservoir,and analyzes the effective factors which affecting the reservoir's water injection from multiple perspectives,such as sedimentary microfacies,injection patterns,injection-production connectivity,perforation and so on.The water injection effective factors are found out for the guidance to the development and adjustment of 531 well area T2k2low permeability reservoir in the period of high water content.

Key words:Low permeability; effective water injection; influence factors

收稿日期：①2015-11-10

作者簡介：鄧晴陽(1993—)，男，四川廣安人.碩士研究生，主要從事油氣田開發(fā)及油氣藏數(shù)值模擬研究.

中圖分類號：TE37

文獻標志碼：A

文章編號：1674-5248(2016)02-0037-04