喇萨杏油田细分注水改善开发效果探讨

王 玥 (中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083)

喇萨杏油田细分注水改善开发效果探讨

王 玥 (中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083)

喇萨杏油田属多层非均质砂岩油田，油层的非均质性十分严重，目前已进入特高含水阶段，由于不同渗透率油层流度差异变大，导致层间矛盾进一步加剧。基于各类油层动用差异性分析及各类措施提高采收率机理的认识，通过数值模拟方法，研究了特高含水期细分注水改善开发效果的机理。油田开发实践表明，特高含水期通过细分注水可以缓解普遍存在注水井段长、油层动用不均衡等问题，从而实现层间精细结构调整，改善了开发效果。

喇萨杏油田；细分注水；采收率

喇萨杏油田是大庆油田的主体油田，为大型陆相浅水湖盆河流三角洲沉积体系，发育有萨、葡、高3套油层，油层多，非均质性严重，层间、平面及层内矛盾非常突出，目前已进入特高含水阶段，剩余油分布高度零散[1-2]。细分注水技术针对非均质油层注水开发的不均匀性，限制高渗透、高含水层的注水，加强低渗透差油层、低含水层的注水，实现注水调剖、结构调整，因而是使高度分散的剩余油得到动用的一种有效手段[3-4]。下面，笔者对喇萨杏油田细分注水改善开发效果的情况进行了探讨。

1 喇萨杏油田特高含水期存在的问题

1.1油层非均质性严重，特高含水期层间矛盾加剧

1)一类油层 以泛滥平原相、分流平原相河道砂体沉积为主，河道砂钻遇率在60%以上，喇萨杏油田主要是葡Ⅰ油层组(葡萄花油层第Ⅰ油层组)，目前已经实施三次采油[5]。

2)二类油层 以三角洲内前缘相水下分流河道砂体沉积为主，河道砂钻遇率在20%～60%之间，主要分布在萨Ⅱ、萨Ⅲ(萨尔图油层第Ⅱ、Ⅲ油层组)、葡Ⅱ油层组(葡萄花油层第Ⅱ油层组)，与一类油层相比，油层平面、层间矛盾更加突出，正陆续进入三次采油开发阶段[6]。

3)三类油层 以三角洲外前缘相席状砂体沉积为主，主要分布在萨Ⅰ油层组、高台子油层，该类油层具有层数多、单层厚度小、渗透率低的特点，取心井资料表明目前仍有一半的厚度低未水洗，是今后水驱的主要对象。

数值模拟表明，特高含水期纵向上不同渗透率油层流量差异变大，层间矛盾加剧。不同渗透率级差油层合采时含水超过90%以后流量比急剧增大，级差越大的油层变化越大(见图1)；物理模拟实验也表明，此阶段渗透率高的油层无因次产液指数大幅度增加(见图2)。

1.2注水井段长，层段内小层数多，层间干扰大

喇萨杏油田自1960年投入开发以来，陆续开展了以层系细分为主的一次加密调整，以差油层井网加密为主的二次加密调整，以挖掘零散剩余油为主的三次加密调整，逐次加密后调整对象变差，一次加密调整时以渗透率(100～300)×10-3μm2的中低渗透层为主，二次加密调整时以渗透率100×10-3μm2以下的薄差油层为主，三次加密时以渗透率20×10-3μm2左右的表外储层为主。特别是二、三次加密井，射开单层厚度小，一般射开有效厚度10m以下，却分布在100～300m左右的层段上，调整对象十分分散。如萨尔图A区二次加密井射开砂岩厚度、有效厚度分别为26.4、8.1m，射孔层分布在萨Ⅰ-高Ⅰ油层组214m的井段内,射开小层数近30个(见表1)。

图1 不同渗透率级差油层流度比与含水关系图 图2 不同渗透率油层无因次产液指数与含水关系图

表1 喇萨杏油田典型区块层系井网射孔情况表

由于射孔对象间渗透率差异较大，层间干扰严重，导致薄差油层吸水动用厚度比例相对较低。尤其是物性差的表外层，较有效层动用厚度比例低18%(见表2)。

2 细分注水改善开发效果研究

表2 喇萨杏油田油层吸水比例情况表

低渗透油层的启动压力要高一些，提高全井的注入压力有利于低渗透油层吸水，并可以在一定程度上提高低渗透油层的吸水强度。但是从改善全井吸水状况的角度来说，这种做法得不偿失。这是因为压力的提高是有限的，水井井底压力要求在油层破裂压力以下；提高压力对改善低渗透层的吸水状况是有限的，随着压力的增加，低渗透层吸水量增加程度小于高渗透层吸水量的增加，反而增大了注水的层间差异[7]。从上述分析看出，用笼统提压的方法注水往往达不到提高低渗透层动用程度的目的，而细分注水却能较好的解决上述问题。

图3 不同细分段数情况下注入井渗透率级差及其相应提高的采收率图

采用数模方法研究细分注水对开发效果的改善作用。依据一口一次加密注水井射孔情况，设计一个由36个小层组成的地质模型，油层渗透率从15×10-3μm2到710×10-3μm2。不同细分段数情况下注入井渗透率级差及其相应提高的采收率图如图3所示。由图3可知，采用笼统注水时，渗透率级差达到47.15，说明纵向干扰非常严重，细分为4段后，渗透率级差降到了11.2，说明层间差异有所缓解，如果细分为9段，渗透率级差可降到4.53，说明随着细分层段的增多，油层动用更加均衡。此外，当层段细分到7段后，提高采收率幅度变小，说明细分注水超过7段后对注水效果的改善有限，而且对工艺要求更加严格，现场操作难度加大。因此，层段细分为7段即可满足精细注水的要求。

图4 不同细分段数情况下注水井纵向变异系数

细分注水层段内的变异系数也是影响注水效果的一个重要因素，变异系数亦称渗透性变化系数,变异系数值越接近于1,非均质性越强,相反则弱[8]。因此,变异系数越小,对稳油控水越有利。图4所示为不同细分段数情况下注水井纵向变异系数的变化。从图4可以看出，随着细分程度的增加，注水井的纵向变异系数明显降低，注水效果得到改善。

通过对层间非均质性、油层厚度、启动压力、注采井距等因素研究，发现在相同井网条件下，层段内小层数、层段内砂岩厚度、渗透率变异系数与油层吸水状况关系密切。根据各开发区油层发育特点，按照砂岩厚度吸水比例达到80%以上的目标要求，对喇萨杏油田各开发区分别制定了注水井细分注水标准。以长垣油田为例，该油田南部油层发育较差，薄差层较为发育，受层间干扰大，其相应的细分注水标准更为严格(见表3)。

3 现场应用效果

表3 长垣油田各开发区细分注水层段量化标准(砂岩吸水厚度比例>80%)

统计喇萨杏油田609口注水井吸水状况，对比细分注水前后的相关数据，吸水砂岩及有效厚度的比例分别增加了8.7%和7.8%，各类油层的动用状况均得到较好改善，其中薄差油层动用程度提高幅度较大，有效厚度小于0.5m的差油层和表外层的吸水砂岩厚度比例增加10个百分点以上，从而最大程度地保证油层注够水、注好水(见表4)。例如，喇萨杏A油田的分层注水率已由1990年的41.7%提高到88.4%，注水井平均分注层段在3.5段到4.5段，通过进一步细分，将部分注水井的细分层段数增加到6段，并保证分注合格率达到80%以上。表5所示是A油田实施进一步细分后采油井的受效情况。由表5可知，多数油井增加了产油量，降低了含水率，收到了很好的效果。

表4 细分注水前后油层动用状况变化对比表

表5 A油田实施进一步细分后采油井受效情况表

[1]黄伏生，赵水胜.高含水期砂岩油田细分注水最佳分级模拟研究[J].大庆石油地质与开发，1998，17(2)：30-31.

[2]牛为民，徐邵，吕明军.测调集成式细分注水井分层流量测试技术[J].大庆石油地质与开发，2000，19(3)：38-41.

[3]方凌云,万新德. 砂岩油藏注水开发动态分析[M].北京: 石油工业出版社, 1998.

[4]张宝胜，张淑洁，钟玲.喇萨杏油田各类油层水洗状况[J].大庆石油地质与开发，2002，21(6): 40-43.

[5]李洁，张善严.喇萨杏油田特高含水期油层分类[J].大庆石油地质与开发，2007，26(6)：86-90.

[6]赵云飞，胡广斌.喇嘛甸油田不同时期油层动用状况评价[J].大庆石油地质与开发，2006，25(3)：54-55.

[7]箭晓伟，赵伟.喇嘛甸油田特高含水期厚油层内剩余油描述及挖潜技术[J].大庆石油地质与开发，2006，25(5)：31-33.

[8]赵伟，赵云飞，王莉明，等.喇嘛甸油田储层动用状况及综合调整方向[J].大庆石油地质与开发， 2002， 21(2): 26-28.

2013-06-15

王玥(1993-)，女，现主要从事能源资源勘查专业方面的学习。

TE357.6

A

1673-1409(2013)26-0140-04

[编辑] 李启栋