于濱，劉淑敏，王美思 巫聰，趙玉芝，郭睿

(中石油華北油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，河北 任丘 062552)

影響阿爾油田開(kāi)發(fā)效果的因素及治理對(duì)策

于濱，劉淑敏，王美思 巫聰，趙玉芝，郭睿

(中石油華北油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，河北 任丘 062552)

阿爾油田屬低滲透砂礫巖油藏，通過(guò)對(duì)該油藏開(kāi)發(fā)特征的系統(tǒng)分析，找出影響開(kāi)發(fā)效果的主要因素。儲(chǔ)層的物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)等地質(zhì)因素是其開(kāi)發(fā)效果的決定性因素，同時(shí)部分井組注采比不合理以及分注井配注合格率低等開(kāi)發(fā)因素也是造成目前開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀的重要原因。針對(duì)存在問(wèn)題開(kāi)展合理注水技術(shù)政策研究，采取不同井區(qū)精細(xì)注水，配合相應(yīng)的油水井措施，使阿爾油田產(chǎn)量快速遞減及含水快速上升趨勢(shì)得到控制，取得了較好的治理效果。

低滲透油藏；砂礫巖油藏；儲(chǔ)層非均質(zhì)性；精細(xì)注水

阿爾凹陷位于二連盆地東北部，構(gòu)造隸屬于二連盆地巴音寶力格隆起區(qū)東北部，南北長(zhǎng)約80km，東西寬約15～20km，下白堊統(tǒng)沉積面積約1500km2。主要含油層系騰格爾組一段下亞段為近物源快速堆積的扇三角洲相砂礫巖沉積，砂體橫向變化大，儲(chǔ)層物性及連通性差，屬特低滲透油藏[1～5]。

油田自2010年投入開(kāi)發(fā)以來(lái)，注水見(jiàn)效狀況較差，含水率上升過(guò)快，產(chǎn)量遞減嚴(yán)重。目前老井綜合含水率已達(dá)70%，而采出程度僅1.9%，采油速度0.24%，開(kāi)發(fā)效果較差。

1 油藏開(kāi)發(fā)特征

1.1油井見(jiàn)效程度高，但以單向見(jiàn)效為主

油藏的注采井網(wǎng)較為完善，油層動(dòng)用程度達(dá)到78.2%，水驅(qū)控制程度達(dá)到98.2%，注采對(duì)應(yīng)關(guān)系良好，整個(gè)油藏的注采見(jiàn)效程度達(dá)到83.5%，部分井區(qū)見(jiàn)效比例達(dá)到90%左右。

阿爾油田主要井網(wǎng)形式為三角形反七點(diǎn)井網(wǎng)，井距200～250m。油井的受效方向受儲(chǔ)層平面非均質(zhì)影響明顯，雖然整體見(jiàn)效比例較高，但見(jiàn)效方向較單一，單向見(jiàn)效井共110口，占總井?dāng)?shù)比例的72%；其次為雙向見(jiàn)效，比例占21%；三向見(jiàn)效比例僅為7%，無(wú)三向以上見(jiàn)效井。

圖1 產(chǎn)液量分級(jí)統(tǒng)計(jì)圖

見(jiàn)效井平均單井日產(chǎn)液量由見(jiàn)效前的4.2t上升到高峰期的8t，平均單井日產(chǎn)液量?jī)H由見(jiàn)效前的3.8t上升到高峰期的5.8t，增油幅度較小。

圖2 阿爾油田含水率分級(jí)統(tǒng)計(jì)圖

目前日產(chǎn)液量3t以下井?dāng)?shù)比例占55.4%，產(chǎn)量只占21.3%，65.4%的產(chǎn)量集中于井?dāng)?shù)比例只占31.2%的5t以上的高日產(chǎn)液量井中(圖1)。有21.5%的油井日產(chǎn)油量在1t以下。

1.3油井見(jiàn)效后含水率上升快，產(chǎn)量遞減較大

注水見(jiàn)效井中只有少數(shù)未見(jiàn)水，該類油井普遍見(jiàn)效層較厚，對(duì)應(yīng)注水層吸水較為均勻，見(jiàn)效后有較長(zhǎng)的穩(wěn)產(chǎn)期，產(chǎn)量遞減較緩慢，該類井?dāng)?shù)量較少且分布零散。絕大部分見(jiàn)效井已見(jiàn)水，比例占總見(jiàn)效井?dāng)?shù)的92%。

注水見(jiàn)效井見(jiàn)水后隨著含水率的上升油量下降，而液量變化及含水率上升狀況與見(jiàn)水類型密切相關(guān)。依據(jù)油井見(jiàn)水后的月含水率上升速度和見(jiàn)水特征將見(jiàn)水井分為含水率上升速度低(小于5%)、含水率上升速度高(5%～10%)、暴性水淹(大于10%)3種類型，井?dāng)?shù)比例分別為36%、51%、13%，可以看出大部分井都存在含水上升過(guò)快的問(wèn)題。

從目前含水率分級(jí)統(tǒng)計(jì)來(lái)看，油藏投產(chǎn)3年后含水率40%以上井?dāng)?shù)比例已達(dá)到55.8%，含水率大于80%的井?dāng)?shù)比例達(dá)22.6%(圖2)。目前綜合含水率已達(dá)70%，油藏已進(jìn)入高含水期。

2 影響開(kāi)發(fā)效果因素分析

2.1儲(chǔ)層物性差是低產(chǎn)的主要地質(zhì)因素

1.父母和孩子交流時(shí)應(yīng)該平心靜氣，不要因?yàn)楹⒆优c自己的想法不一樣而發(fā)火，要給孩子申辯的機(jī)會(huì)，讓他們說(shuō)出自己的真實(shí)感受。如果雙方分歧確實(shí)很大，父母不妨放棄爭(zhēng)論，再找合適的機(jī)會(huì)和孩子溝通。

取心資料表明阿爾油田儲(chǔ)層物性大多為低滲-特低滲儲(chǔ)層，阿爾3井區(qū)平均孔隙度10.1%，平均滲透率22.6mD，阿爾22井區(qū)平均孔隙度12.9%，平均滲透率11.0mD。綜合評(píng)價(jià)為Ⅱ至Ⅲ類儲(chǔ)層。從無(wú)量綱產(chǎn)液、產(chǎn)油指數(shù)曲線看(圖3)，隨含水率的升高產(chǎn)液指數(shù)下降，后期提液潛力小，同時(shí)產(chǎn)油指數(shù)下降較快。由于物性普遍較差，導(dǎo)致大部分井見(jiàn)效狀況差、產(chǎn)量低。

2.2儲(chǔ)層分選性差，易造成注入水突進(jìn)

儲(chǔ)層巖性為砂礫巖，分選性差。巖石薄片檢測(cè)結(jié)果顯示，碎屑巖儲(chǔ)層中儲(chǔ)集空間較為發(fā)育，孔隙類型主要為粒間溶孔，其次為粒內(nèi)溶孔和鑄模孔。低滲透儲(chǔ)層喉道較小，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，整體物性較差[6]。從壓汞曲線來(lái)看(圖4)，進(jìn)汞曲線陡峭，沒(méi)有明顯的水平段，說(shuō)明儲(chǔ)層分選性差[7]。

圖3 阿爾油田無(wú)量綱產(chǎn)液、產(chǎn)油指數(shù)曲線 圖4 阿爾斷塊毛細(xì)管壓力曲線

圖5 取心井段區(qū)間滲透率分布圖

由于砂礫巖儲(chǔ)層分選性差導(dǎo)致的儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性強(qiáng)，注入水沿阻力最小的少量孔道迅速突破，而大多數(shù)孔隙流動(dòng)緩慢，造成水驅(qū)嚴(yán)重不均，部分井過(guò)早見(jiàn)水，含水率上升過(guò)快[8]。

2.3儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，造成縱向及平面矛盾突出

儲(chǔ)層在層間和層內(nèi)都存在較強(qiáng)的非均質(zhì)性。從層間看，對(duì)一口密閉取心井段按滲透率相近的特征分成了8個(gè)連續(xù)區(qū)間進(jìn)行統(tǒng)計(jì)平均(圖5)。區(qū)間最小平均滲透率2.4mD，區(qū)間最大平均滲透率865.0mD，相鄰區(qū)間滲透率級(jí)差最小值為1.22，最大值為61.69。整個(gè)統(tǒng)計(jì)井段區(qū)間滲透率最小級(jí)差1.05，最大級(jí)差360.42。從層內(nèi)來(lái)看，在一個(gè)砂層5m的有效厚度中，滲透率最高為772mD，而最低僅1.6mD。

通過(guò)非均質(zhì)儲(chǔ)層滲透率級(jí)差組合雙管模擬試驗(yàn)可以看出，隨著組合模型滲透率級(jí)差的增大，低滲層的吸水比例逐漸降低，且滲透率級(jí)差達(dá)到6附近時(shí)出現(xiàn)明顯拐點(diǎn)，當(dāng)組合模型的滲透率級(jí)差大于10的區(qū)間后，低滲層的吸水比例明顯降低，甚至成為非吸水層[9]。

從示蹤劑監(jiān)測(cè)結(jié)果看出，注示蹤劑井組都存在部分方向油井不見(jiàn)劑，而部分方向油井快速見(jiàn)劑，速度可達(dá)10m/d以上。由于平面上滲透率的非均質(zhì)性造成注入劑滲流各向異性，這種各向異性會(huì)導(dǎo)致平面水驅(qū)的不均勻性，注入水沿高滲條帶突進(jìn)，這是造成油井單向注入水突進(jìn)的主要原因。

2.4部分井組注采比過(guò)高，造成注入水突進(jìn)

地質(zhì)特點(diǎn)決定了阿爾油藏易發(fā)生注入水突進(jìn)，因此適宜采取溫和注水[10]，但各井區(qū)注采比普遍偏高，其中最低的是阿爾3-70井區(qū)，為1.3；最高的是阿爾22井區(qū)，達(dá)到了4.7，平均注采比2.4。

將各井組產(chǎn)量劈分后統(tǒng)計(jì)井組注采比，有65.7%的井組注采比大于1.5。過(guò)高的注采比加劇了層間及平面矛盾，加速了注入水的單向、單層突進(jìn)，油井含水率隨注采比的提高而快速上升。

3 調(diào)整對(duì)策及效果

針對(duì)該油藏含水率上升快、產(chǎn)量遞減大的狀況，開(kāi)展了注水政策的數(shù)值模擬研究及注水井精細(xì)調(diào)水，并配合相應(yīng)的油、水井調(diào)整措施，制定了油藏綜合調(diào)整方案。調(diào)整的主要原則及方法如下：

1)將動(dòng)態(tài)分析與數(shù)值模擬相結(jié)合開(kāi)展注水政策研究，包括各井區(qū)合理注采比及周期注水方式。通過(guò)預(yù)測(cè)未來(lái)10年生產(chǎn)指標(biāo)，確定合理注采比及注水周期。

結(jié)合各井區(qū)實(shí)際能量保持狀況及水淹狀況，確定各井區(qū)合理注采比在1.0～1.2左右；同時(shí)在水流優(yōu)勢(shì)通道明顯、水竄嚴(yán)重的井區(qū)開(kāi)展周期注水，根據(jù)數(shù)值模擬優(yōu)選方案結(jié)果采取對(duì)稱周期、周期為1年左右的注水方式。

2)開(kāi)展注水井精細(xì)調(diào)水。在對(duì)油井產(chǎn)量進(jìn)行平面及分層劈分的基礎(chǔ)上，將其對(duì)應(yīng)注水層段分為加強(qiáng)層、平衡層和限制層，按一定的配注原則確定注采比。在該基礎(chǔ)上結(jié)合周期注水確定各井區(qū)的配注原則。

3)制定油水井措施方案。注水井措施制定原則：加大水井的層間治理力度，通過(guò)分注、補(bǔ)孔、重配等措施，改善縱向油層動(dòng)用狀況，完善與周圍油井的注采關(guān)系；通過(guò)注水井投注、油井轉(zhuǎn)注、注水困難井增注等手段，調(diào)整注采系統(tǒng)，增加周圍油井水驅(qū)方向；對(duì)平面和段內(nèi)矛盾突出的井區(qū)開(kāi)展調(diào)驅(qū)，以擴(kuò)大水驅(qū)波及體積。

油井措施制定原則：針對(duì)注采層位欠完善的低產(chǎn)井進(jìn)行補(bǔ)孔壓裂，完善注采關(guān)系；因儲(chǔ)層非均質(zhì)造成平面見(jiàn)效狀況差的低產(chǎn)井，投產(chǎn)時(shí)未壓裂的進(jìn)行壓裂，投產(chǎn)時(shí)已壓裂的通過(guò)重復(fù)壓裂、轉(zhuǎn)向壓裂引效；對(duì)于注水突進(jìn)和壓裂縫溝通形成的高含水油井，與水井調(diào)驅(qū)相配合開(kāi)展卡堵水。

自2014年4月實(shí)施調(diào)整方案以來(lái)，油藏總體日注水量顯著下降，而老井的產(chǎn)量在經(jīng)歷了2013年至2014年初的快速遞減后目前趨于穩(wěn)定，月遞減由上一階段的6.4%下降到1.6%；含水率快速上升趨勢(shì)得到控制，月含水率上升速度由上一階段的3%下降到0.1%(圖6)，綜合治理取得了比較好的效果。

圖6 阿爾油田老井開(kāi)采曲線

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

通過(guò)以上分析研究，影響阿爾油田開(kāi)發(fā)效果的因素是多方面的，既有如儲(chǔ)層物性差、分選差、非均質(zhì)性強(qiáng)等油藏本身地質(zhì)因素，也有如注采比不合理以及分注井配注合格率低等開(kāi)發(fā)技術(shù)政策方面的因素。通過(guò)優(yōu)化注水技術(shù)政策，針對(duì)不同井區(qū)采取精細(xì)注水，同時(shí)加強(qiáng)分注井測(cè)調(diào)，配合相應(yīng)的油水井措施，取得了較好的治理效果。

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[編輯] 黃鸝

TE343

A

1673-1409(2017)19-0081-04

2016-06-10

中國(guó)石油天然氣股份有限公司重大專項(xiàng)(2014E-35)。

于濱(1984-)，男，工程師，現(xiàn)從事油氣田開(kāi)發(fā)方面的科研工作，yjy_yubin@petrochina.com.cn。

[引著格式]于濱，劉淑敏，王美思，等.影響阿爾油田開(kāi)發(fā)效果的因素及治理對(duì)策[J].長(zhǎng)江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版), 2017,14(19):81～84.