多元注水技术在裂缝性古潜山油藏的探索与实践

张吉昌，靳海龙，梁武全，于学军

(中油辽河油田公司，辽宁 新民 110316)

多元注水技术在裂缝性古潜山油藏的探索与实践

张吉昌，靳海龙，梁武全，于学军

(中油辽河油田公司，辽宁 新民 110316)

针对大民屯凹陷古潜山油藏注水开发过程中遇到的水窜严重、水驱采收率低等问题，加强了古潜山内幕研究，在对储层特征及剩余油分布进一步认识的基础上，将常规水驱方法与渗析采油机理相结合，发展出多种井型组合注水、古潜山分层注水、异步注采等多元化注水技术，在扩大注水波及体积、提高储量动用程度方面有良好效果。该研究对同类型古潜山油藏的开发有一定借鉴意义。

注水开发;异步注采;古潜山分注;组合注采;渗析采油;裂缝性古潜山油藏

引 言

近几年，大民屯凹陷古潜山油藏以“二次评价、二次开发、多元开发、高效开发、深度开发”理念为指导，在精细刻画古潜山地质体基础上，利用水平井、复杂结构井、欠平衡钻井等技术，实现了低渗难采古潜山油藏开发动用，老区古潜山油藏二次开发见到良好效果，新区古潜山实现了高效开发，盘活了油气资源。在注水开发过程中，古潜山油藏暴露出如下问题：注入水易沿主裂缝突进，注水波及系数小，水驱动用程度低［1］;老区古潜山随着注水开发时间的延长、转注井的增多，地下油水接触关系复杂;水平井、复杂结构井的注水开发。面对古潜山油藏注水出现的复杂情况，为改善该类油藏的开发效果，以“注好水、注够水、精细注水、有效注水”为宗旨，开展了古潜山油藏注水新方式的探索与实践，并形成了较为系统的古潜山油藏注水开发技术。

1 油藏概况

古潜山油藏是大民屯油田的重要组成部分。大民屯凹陷是下辽河凹陷3个主要生油凹陷之一，油气资源丰富，是1个上有下第三系砂岩油藏、下有太古界花岗岩及中上元古界石灰岩古潜山油藏的复合油气田。其中，古潜山油藏探明含油面积为88.58 km2，探明石油地质储量为 12 715 ×104t，占总探明储量的39.2%。投入开发的太古界古潜山油藏有东胜堡古潜山、安1－安97古潜山、边台古潜山等，元古界古潜山油藏有沈625古潜山、静北古潜山、沈257古潜山等。

2 生产中存在的问题

大民屯凹陷古潜山油藏类型多样、开发方式多样、开发阶段各不相同，在注水开发过程中暴露出多种问题。

2.1 高渗透古潜山油藏注入水易沿裂缝突进，注水波及系数小，水驱动用程度低

静北古潜山油藏1988年正式投入开发，1989年实施层内低部位注水开发。由于古潜山裂缝发育的严重非均质性，裂缝发育方向注水见效明显，1994年主体部位的高产井相继出现产液量下降、含水上升趋势，油藏产量大幅度下降。同位素示踪剂测试表明，注入水最大推进速度达800 m/d，油井表现为无水采油期短，一般注水后油井平均生产2.8个月见水，且具有见水后含水迅速上升的特征［2］。

2.2 底水古潜山油藏地层能量充足，水淹现象严重，进一步提高采收率手段匮乏

东胜堡古潜山是1个具有强底水能量的块状古潜山油藏，1986年正式投入开发，由于底水能量充足、锥进严重，1988年位于高部位的部分高产井开始见水，1992年油藏进入递减阶段。由于监测资料录取不足，对油水界面认识不清，治理措施效果差，进一步提高采收率手段匮乏。1994年实施全面停注的降压开发，实施前油井见水井达到100%，综合含水为85%，采油速度仅为0.2%。

2.3 水平井、复杂结构井在古潜山油藏的广泛应用，加大了古潜山油藏注水开发难度

近几年，随着钻井技术的不断进步，通过应用水平井技术、复杂结构井技术，提高了储量动用程度，实现了古潜山油藏的高效开发，但同时也加大了二次采油的难度。边台古潜山复杂结构井井数为19口，占油藏总井数的22%，日产油为186 t/d，占总产量的52%;沈625古潜山水平井井数为17口，占油藏总井数的23%，日产油为142 t/d，占总产量的53%，如何补充该类油藏的地层能量成为油藏稳产的关键问题。

3 多元化注水技术的提出及原理

3.1 古潜山分注

通过对大民屯凹陷古潜山内幕的深入研究，发现无论是碳酸盐岩古潜山油藏，还是变质岩古潜山油藏，在岩性分布上均存在成层性，只是这种成层性因裂缝的发育程度不同表现得有强有弱，成层性的存在使古潜山油藏分层注水成为可能。

碳酸盐岩储层是岩性、沉积环境、成岩作用和构造作用相互叠加的产物［3］。大民屯凹陷碳酸盐岩古潜山油藏储层岩性为海相碎屑岩和碳酸盐岩，主要包括白云岩类。地壳的交替升降、构造运动频繁、海水时进时退造成中上元古界沉积具有明显的旋回特征，岩石的矿物成分、性质、结构在纵向上交替变化，在裂缝欠发育情况下，油藏储层具有明显的层状特征。沈625古潜山、静北古潜山补层效果证明，由于隔层的阻挡作用，储层纵向上并不连通。例如，安22－32井初期投产g2储层，3 a后不出补射g4储层，获得67.8 t/d的高产。

3.2 异步注采

从储集能力上看，裂缝系统的地质储量所占比例比较小(小于30%);从水驱油效率上看，裂缝系统水驱油效率较高，注水开发后期一般可达到95%以上［4］，因此基质岩块系统成为裂缝性油藏剩余油富集区。对于基质岩块系统，其注水驱替对象为基质岩块细小孔隙及小缝小洞中的原油，主要依靠毛管力作用使裂缝中的水进入基质岩块渗吸排油［5－6］，所以发挥好毛管压力的渗吸作用，对提高裂缝性油藏采收率具有重要意义［7］。

异步注采是周期注水的一种，周期注水是非均质油藏提高采收率的有效手段之一［8］，非均质性越强，周期注水效果越好［9］。异步注采即注时不采，采时不注。在注水井注水时，关停油井，防止注入水沿裂缝水窜，注入水在驱替压差、渗析作用下向基质运移，从而扩大基质岩块的注水波及体积，提高驱油效率。注水井停注后，油井复产，裂缝压力首先下降，基质中的原油在压差作用下流向裂缝。实际上，异步注采主要是进一步强化基质岩块渗吸排油的速度与深度，改善周期注水的增产效果(图1)。

图1 异步注采原理示意图

3.3 组合注采

为补充多井型开发油藏的地层能量，结合区域地质与开发的实际情况，以复杂结构井、重点井为中心，设计了直井+直井组合开发、直井+水平井组合开发［10］、水平井+水平井组合开发等多种组合注采模式。

4 技术应用情况及效果分析

4.1 古潜山分注效果分析

沈625－12－26井是沈625古潜山油藏中部的1口注水井，在早期笼统注水过程中，对应油井沈625－12－28井含水快速上升。吸水剖面测试显示，该井主要吸水层位在下部。2008年对其实施油套分注，下部控制注水，日配注20 m3/d，上部加强注水，日配注30 m3/d，整体配注量由分注前的40 m3/d上调至50 m3/d。调整后，沈625－12－28井产液量呈现上升趋势，由35.3 t/d上升至38.5 t/d，含水持续下降，由63%下降至27%。目前沈625古潜山油藏已实施分注7口井，分注前后吸水厚度比例提高了22.7个百分点(表1)。

4.2 异步注采效果分析

2010年在东胜堡古潜山南部整体实施异步注采。措施实施前该区油井开井11口，日产液为220.4 t/d，日产油为21.2 t/d，综合含水为90.4%;观察井2口，注水井5口，均未开井。注时不采阶段，油井全部停止生产，5口注水井全部恢复注水，日增注441 m3/d，阶段累计注水4×104m3。观察井——静深74井地层压力由17.08 MPa上升至17.53 MPa。采时不注阶段，油井根据液面恢复情况陆续开井，开井后含水均有不同幅度的下降，产油量明显上升，井组日产液为231 t/d，日产油为42.5 t/d，含水为82.2%，对比措施前日产油上升了21.3 t/d。截至2011年7月，阶段累计增油1 474 t(图2)。

表1 沈625块古潜山油藏吸水剖面对比

4.3 组合注采效果分析

4.3.1 直井注水+直井采油组合开发

在直井开发的古潜山油藏注水过程中，开展立体优化注水。胜25－13井位于安1—安97古潜山油藏裂缝十分发育的中部，早期通过实施同步注采、完善注采系统、合理的动态调配等措施，日产油量一直保持在45 t/d以上。2009年该井出现产液量下降情况，为实现该井的持续稳产，平面上采取“多井点强弱轮替”注水调配方式，纵向上立体优化注水层位，平面与纵向相结合，实现了该井的再次稳产。目前该井产量稳定在40 t/d左右，稳产期已长达13 a。截至2011年7月，累计产油达22.3 ×104t。

4.3.2 直井注水+水平井采油组合开发

图2 东胜堡古潜山异步注采生产曲线

沈625古潜山在水平井井间加密区域采用直井+水平井组合注采。直井+水平井组合注水的实施有效补充了古潜山地层能量，控制了水平井含水上升速度，目前地层压力稳定在15 MPa左右，水平井含水明显低于直井，2010年底水平井含水为55%，直井含水为72%，实现了油藏连续6 a稳产。4.3.3 水平井注水+水平井采油组合注水开发

针对油藏开发井型日益多样化、复杂化的现状，率先在沈625块古潜山油藏水平井开发区域开展了水平井注水试验。沈625－H11井于2008年12月转注，实现注水开发后，井区地层压力由19.8 MPa上升至22.1 MPa，上升了2.3 MPa;对应3口水平井均见到注水效果，井组日产油由54.3 t/d最高上升至103.9 t/d，日增油49.6 t/d，累计增油1.8 ×104t。

5 结论

(1)在保证油藏高采油速度条件下，直井+水平井组合注水方式能够控制油井含水上升速度。可结合水平井注水、古潜山分注等注水措施实现油藏的高效开发，但水平井注水井网部署还需进一步研究探索。

(2)大民屯凹陷古潜山油藏储层成因上均存在一定的成层性，开展古潜山分注能够在一定程度上改善水驱效果，提高油藏采收率。

(3)异步注采是周期注水的1种方式，能够更好地发挥渗吸采油作用，在控制油井含水上升速度、挖掘古潜山油藏基质剩余油方面具有较强的优势。

［1］王西江，刘其成，王恩辉，等.双重介质油藏物模实验技术及渗流特征研究［J］.特种油气藏，2007，14(2)：97－100.

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Research and practice of multiple water injection technology for fractured buried hill reservoirs

ZHANG Ji－chang，JIN Hai－long，LIANG Wu－quan，YU Xue－jun
(Liaohe Oilfield Company，PetroChina，Panjin，Liaoning 110316，China)

The buried hill reservoir in Damintun depression has experienced problems of severe water channeling and low recovery rate during water flooding process．This paper studies the interior structure of the buried hill reservoir，including reservoir characteristics and residual oil distribution，combines conventional water flooding with imbibition oil recovery，and proposes multiple water injection technology including multi－well type combination water flooding，stratified water flooding，and asynchronous injection–production．The technology has achieved good results in expanding waterflood swept area and increasing the producing degree of reserves．This research has guiding significance to the development of similar buried hill reservoirs．

water flooding;asynchronous injection－production;stratified water flooding;combination injection－production;imbibition oil recovery;fractured buried hill reservoir

TE349

A

1006－6535(2012)02－0086－04

20110715;改回日期：20110824

项目名称：中石油辽河油田公司项目“高凝油油藏大幅度提高采收率技术研究与应用”(2010B－1006－01)

张吉昌(1969－)，男，高级工程师，博士，1991年毕业于中国石油大学(华东)石油地质专业，《特种油气藏》第八届编委，现从事油田开发研究工作。

编辑姜 岭