超低渗透油藏注水开发效果评价及存在问题

宋 扬

（大庆油田勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712）

超低渗透油藏注水开发效果评价及存在问题

宋 扬

（大庆油田勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712）

随着石油勘探规模的不断发展，超低渗油田发现的数量和储量规模也在不断扩大，但超低渗油田储层物性差、非均质性强、天然能量匮乏、产量递减快，因此对该类油田进行注水开发，尽快提高油田的开发水平和经济效益成为企业发展的首要问题。通过对国外某油田X断块注水开发动态的跟踪评价，针对油田注水开发过程中的储层吸水不均匀、注采系统不平衡、储层非均质性强等问题，提出增设注水井完善注水平衡，进行水质监测提高储层吸水效果等措施，从而实现超低渗透油田高效开发稳油控水的目标。

超低渗；注水开发；储层非均质；注采比；注入水水质

国外某油田X断块为低孔、超低渗油藏，由于储层物性差，投产初期产量递减快，为了实现油田快速上产高效开发，于2011年6月在该断块进行注水试验，目前共有采油井20口、注水井6口。通过对该断块注水井和采油井的动态跟踪，总结出储层非均质性强，吸水不均匀，注入压力不断上升，顶破裂压力生产等特点，为以后对该类油藏的研究提供宝贵的参考资料。

1 油藏概况

X断块位于油田中部潜山断裂带的中部，主要是受早期发育的3个反向正断层控制形成的断鼻构造。圈闭幅度575m，圈闭面积8.53 km2，地质储量860.61×104t，含油面积2.39 km2，平均有效厚度59.7 m，地层倾角16.5°。局部构造内断裂发育，由构造、岩性控制油气分布。以凝灰质细砂岩、凝灰质粉砂岩为主。平均渗透率0.23×10-3μm2，平均孔隙度14.0%。断块设计280m井距，三角形井网形式开发，采取边部加点状注水方式。2012年9月，平均单井日产油量5.8 t，综合含水18.9%，累计产液量20.14×104t，累计产油量17.75×104t，累计注水量 6.21×104m3，采油速度 0.45%，采出程度2.06%。

2 注水效果评价

2.1 水驱控制程度分析

从构造图及油水井平面分布上看，X断块投产20口油井（其中3口采油井无水井支撑，17口采油井与注水井连通），6口注水井。单向水驱控制程度64.7%，双向水驱控制程度16.0%，三向水驱控制程度3.9%，合计84.6%。以单向水驱控制程度为主，水驱控制程度较低。在目前井网条件下注水开发效果较差，注水见效缓慢。可进一步增注水井点、增加注水层位进行储层改造，提高水驱控制程度和水驱动用程度。

2.2 吸水能力分析

2011年6月X断块投注6口注水井，全部分层注水，分注率100%。至2012年9月，已注水生产16个月，平均单井射开砂岩厚度66.1 m，平均注水压力11.9 MPa，平均日注水量22.5 m3，平均视吸水指数1.90 m3/d·MPa，平均注水强度 0.34m3/d·m。注水井注入压力、注入量、注水强度、视吸水指数都趋于稳定[1]（见图1，图2），表明油层具有一定吸水能力，且注水过程中未引起储层堵塞及孔渗变化，地层能量得到一定恢复。

图1 X断块注水井吸水能力曲线

图2 断块注水井生产动态曲线

2.3 吸水剖面分析

统计X断块的5口井31个小层的吸水剖面资料，吸水层数为19层，吸水层数比例为61.3%，砂岩吸水厚度比例为84.8%。吸水层数较少，但吸水厚度比例较高。从表1可以看出，Ⅱ24-29号层吸水厚度占总吸水厚度的72.1%，吸水量占总吸水量的71.7%，为主力吸水小层。各小层吸水能力差别较大，主要是由于水驱动用程度不均匀，Ⅱ22、Ⅱ39、Ⅱ40号小层射开井数少，射开砂岩厚度薄等原因[2]。表明该注水试验区储层吸水能力有差异，吸水程度不均匀，纵向非均质性强的特点[3]（见图3）。

2.4 采油井见效特征分析

该断块注水后第2个月，含水就明显上升，注水半年后采油井产量出现上升趋势。20口采油井中，17口采油井与注水井连通，受效井14口（增油井7口，稳油井7口）占82.4%。注水前平均单井日产油4.2 t，含水22.4%；注水后平均单井日产油6.2 t，含水28.2%，增油2.0 t。注水前一年平均月递减率为2.89%，注水后一年平均月递减率为-3.52%。

2.5 措施效果分析

该断块共有2口井采取了补孔压裂措施，措施后增油效果明显。59-xt203井全井射开有效厚度由原来的29.5m增加到40.9m，补孔前日产油4.1 t，含水1.8%，补孔后最高峰日产油22.8 t，含水4.6%，增油18.7 t。56-t203井全井射开有效厚度由原来的15.8m增加到44.7m，补孔前日产油7.0 t，含水2.4%，补孔后最高峰日产油20.2 t，含水11.4%，增油13.2 t，补孔压裂后产量明显上升，措施效果明显（见表2）。

2.6 地层压力分析

统计8口井14次采油井静压测试资料，断块2011年6月开始注水后，地层压力缓慢回升，平均地层压力为5.8 MPa。到2011年9月，地层压力回升到7.5 MPa，说明注水受效，地层能量得到恢复（见图3、图 4）。

表1 X断块吸水剖面统计数据表（2011年9月）

表2 X断块2口补孔压裂井统计表

图3 X断块主力吸水层条形图

图4 X断块地层压力测试柱状图

3 存在的问题

3.1 储层非均质性

目前常用渗透率变异系数、突进系数和级差等参数定量描述储层非均质性[4-7]，但由于这些参数存在人为主观性强及描述方法定量化程度不高等原因，不能定量描述储层非均质特征，因此本文通过绘制洛伦兹曲线来定量描述储层非均质性，以避免上述不良因素的影响[8]。洛伦兹曲线以吸水厚度百分比为横坐标、吸水量百分比为纵坐标，斜率为45°的直线称为“绝对均匀线”，即曲线距离斜率为45°的直线越远，注水剖面越不均匀。通过绘制4口注水井洛伦兹曲线可以看出，各井都存在一定的非均质性，且差距较大，54-t204井、63-t203井比56-t210井、66-t210井非均质性大（见图5）。

3.2 合理注采比

注采比是衡量油田注水开发过程中注采平衡状况的重要参数，是反映产液量、注水量与地层压力之间联系的一个综合性指标。该断块目前投产20口采油井，设计7口注水井，设计注采井数比为0.35。实际投注6口注水井（1口井因套变未转注，待大修），实际注采井数比为0.3，目前月注采比0.63，累积注采比0.24，未能达到预期设计的注采平衡关系。

图5 X断块洛伦兹曲线图

注采不平衡势必会引起各注采井组地层压力变化，使地层能量局部集中，形成局部高压区，进而造成注水井注水压力上升。目前已有2口注水井的注入压力超出井口破裂压力，其他注水井的注入压力也已经接近井口破裂压力，因此应尽快投注设计未投的注水井，尽快达到注采平衡。

3.3 注入水水质

该断块为低孔、超低渗储藏。岩性以凝灰质细砂岩、凝灰质粉砂岩为主。分析该断块26块岩样的压汞测试资料，渗透率范围在 0.01～1.72×10-3μm2，仅 26.9%的岩样渗透率大于0.1×10-3μm2，孔隙半径平均值为0.357，孔喉类型以细喉道为主[9、10]。

当注入水悬浮固体含量过高时，大的固体颗粒会堵塞储层的流通孔道，使油层吸水量大幅度下降;当注入水中含油量过高时，油滴会进入岩石的微小孔隙，形成附加毛管压力，堵塞微小孔隙，使注入压力上升，油层吸水能力下降[11]，当注入水与地层水不配伍时，容易形成沉淀，使得管线和地层堵塞。因此注入水水质对超低渗储层的吸水能力有极其重要影响，应该加强注入水与地层的配物性、水质监测、注入水的有效驱替等试验研究,从而提高注入水的质量，提高油田注水开发效果。

4 结论

（1）该断块储层纵向非均质性强，各小层吸水能力差别大，个别层甚至不吸水，严重影响断块的注水开发效果。

（2）断块设计280m井距三角形井网，采取边部加点状注水方式。断块内采油井多、注水井少，注采系统不平衡，形成局部高压区，注水井注入压力顶破裂压力生产。

（3）该断块储层物性差，孔隙半径小，注水井注水困难，应加强注入水与地层的配物性、水质监测、注入水的有效驱替等试验研究。

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10.3969/j.issn.1673-5285.2013.03.027

TE331.1

A

1673-5285（2013）03-0104-04

2013－01-26

宋扬，女（1984－），本科，助理工程师，2007年毕业于大庆石油学院，主要从事油田开发方案设计和油藏动态跟踪工作，邮箱:songyangyy@sina.com。