腰英台特低渗油藏改善注水开发效果实践与认识

甘文军

（中国石化东北油气分公司长岭采油厂，吉林松原131123）

1 腰英台油藏基本地质特征

腰英台油田构造位置处于松辽盆地南部中央坳陷区长岭凹陷中部大情字井低凸起带东部，紧邻黑帝庙次凹。

1.1 构造特征

腰英台区块划分成四个油气成藏区带：西部低幅度构造带、中部斜坡带、中部地堑带、东部地垒带。目前在这四个油气成藏区带发现了腰西、1号、2号、3号和4号共五个含油区块。

1.2 沉积特征

腰英台油田青山口组属松辽盆地南部的保康沉积体系，位于盆地西南端，水系自南西流向北东，与盆地的长轴斜交，古地形坡度较缓，流域长，为远物源缓坡河流-三角洲沉积体系。由于湖水进退频繁，湖岸线摆动幅度较大，致使不同地区、不同层位的砂体类型及分布特征差异较大。具体可以细分为泉四段的河流相沉积、青一段的三角洲前缘-前三角洲沉积及青二段的曲流河沉积-三角洲平原-三角洲前缘沉积；其中三角洲前缘亚相可细分为水下分流河道、河口坝、席状砂及分流间湾等微相，三角洲活动频繁，各种微相砂岩在垂向上交替出现，造成平面和纵向上砂体发育的非均质性。

1.3 储层特征

主力产层青一Ⅱ砂组受西南方向物源的影响，西部的腰西物性最好，1号区块物性次之，向东2～4号区块变差。腰西区块平均孔隙度14.23%，平均渗透率5.42×10-3μm2；1号区块平均孔隙度11.11%；平均渗透率1.93×10-3μm2；2～4号区块平均孔隙度7.67%～10.81%，平均渗透率（0.14～1.46）×10-3μm2。裂缝延伸方向主要有北东向和北西向。储层非均质性严重，层内变异系数平均为1.09，渗透率突进系数平均3.7，渗透率级差平均262.40。层间变异系数平均为0.92，渗透率突进系数平均2.30，渗透率级差平均15.5。孔喉以微、细、中孔喉为主，排驱压力高，驱油效率低。

2 腰英台油田注水开发存在的问题

2.1 水井注水难，油井受效差［1］

低渗油藏储层孔喉小，造成毛细管力大，流体通过油层能力不足，储层物性越差，渗流阻力越大。表现在：一是部分油井注水不受效，二是油井见效速度慢，三是水井注水压力持续升高，注水能力逐渐下降，油水井之间很难形成有效的驱动系统。腰英台油田水驱控制程度低，注水不见效油井分布广泛。部分水井物性太差注不进水，周围油井无注水补充能量。

2.2 注采井数比低，开发效果变差

以腰北1井区为例，该井区2008年进入加密油井阶段，其特点表现如下：

（1）井网加密之前平均井距220 m，加密之后平均井距190 m，油井井距缩小造成井间干扰严重。

（2）注采井数比从1∶1.2上升到1∶1.7，水驱控制程度大幅度下降，地层能量供应不足，压力下降速度快，自然递减增大。

2.3 多层合注合采不适应开发需求

腰英台油田青一段和青二段储层物性差别大，对于水井而言笼统注水导致物性较好的青二段吸水量大，而相对较差的青一段吸水量少甚至不吸水，于是对应生产青一段的油井没有注水补充能量，产量下降。而对于油井而言两层合采层间干扰严重，对于物性较好的青二段因为液量高、压力大，抑制青一段油层发挥作用。

2.4 平面矛盾突出，含水上升速度快

油藏平面矛盾突出，沿裂缝发育的东西向和高渗透带水淹程度高，剩余油饱和度低。而在裂缝不发育的南北方向上和低渗透带上剩余油丰富。

3 改善油藏开发效果的措施和方法

3.1 水井重复射孔改善低渗储层注水效果

水井重复射孔，提高近井地带渗透率，从而提高水井注水能力。2011年大部分难注井采用重复射孔方法提高近井地带渗透率，注水压力明显下降，注水量能够满足配注量。

3.2 油井转注完善注采井网

通过油井转注，可以新增注水方向，完善注采井网，改善水驱效果。2011年腰英台油田转注26口油井，部分油井在转注井作用下，液量上升，含水下降，油量上升。以腰北1 井区15-6 井为例，受到16-6井转注影响，液量从12 t上升到15 t，含水从96%下降到83%，动液面从1 739 m 上升到1 263 m（图1）。

图1 腰北1井区井位分布

3.3 结合沉积微相研究通过动态调水挖潜剩余油

沉积微相是平面非均质性的主导因素，通过沉积微相的研究结合含水分级图和测井解释成果判断油井主要水淹方向。腰英台油田剩余油主要集中在注水未波及到的二类相带，针对多向受效油井在水淹严重方向上已形成注水优势通道的情况，适当减弱其注水量而在其它方向上适当增强注水量，可以形成新的注水通道，挖潜剩余油。

以腰北1井区11-7井为例，在两个河道方向上的水井10-6和12-8减弱注水量，在河道侧翼方向上的水井10-8增强注水量后油井注水见效，10-8井注水压力下降（从14 MPa下降到7 MPa），油井11-7液量从15 t上升到20 t，含水从93%下降到87%，动液面从1 799 m 上升到1 531 m。

3.4 水平井分段压裂提高单井产能

低渗透油藏水平井开发所需条件［2］：单层含油砂岩厚度大于4 m，分布稳定；储层的渗透率应大于1×10-3μm2；含油层的流度应大于0.5×10-3μm2；储层中具有比较发育的天然裂缝；目的层应达到一定的分布面积，以便能够部署完善的注采系统；布井区块完成了精细地震调查。根据此要求在腰英台油田腰北1井区选择了一口水平井1P1进行了压裂。

水平井压裂效果表现在压裂之后液量和动液面大幅度上升［3］，能量极为充足。以腰北1 井区1P1井为例，通过分段压裂后油井动液面从1 922 m 上升到232 m，液量从2.03 t上升到39 t，日产油从0.2 t上升到4 t，油井在生产7个月之后动液面只下降了400 m。

3.5 水井分注、油井堵水解决层间矛盾

（1）水井分注可以解决水井层间吸水不均的问题，达到两层合理注水开发的效果。

（2）对于层间矛盾突出的多层开采油井可以通过产液剖面资料找到高液量高含水层进行封堵，发挥低液量低含水层的潜力。

3.6 水井调剖解决平面矛盾

水井调剖可解决平面矛盾，降低高渗透带吸水能力，发挥低渗透带潜力。以DB33井区18-6 井为例，调剖之后压力升高（从6MPa上升到10MPa）证明以前优势注水通道被封堵形成新的注水通道，其井组含水下降产油量上升（图2）。

3.7 周期注水提高驱油效率

周期注水［4］利用驱替压差、基质岩块压缩、流体膨胀和毛管渗吸作用，促使原油从基质岩块流向裂缝系统，从而在一定程度上减缓因连续注水产生的裂缝水窜和基质原油水封问题，扩大了基质岩块的波及体积，提高了驱油效率［5］。油层非均质性越严重，流体饱和度差别越大，周期注水效果越好。在腰西区块DB34井区选择水井5-9、5-7、5-5做周期注水试验，收到了对应油井含水下降、产油量上升的效果（图3）。

图2 DB33井区18-6井组注采曲线

图3 DB34井区周期注采曲线

4 结论与认识

（1）通过水井重复射孔可提高水井注水能力；通过油井转注可增大水驱储量控制程度，提高低渗透油藏注水开发效果。

（2）水平井是解决低渗透油藏油井储量控制程度低，能量供应不足的有效方法。

（3）通过水井分注可以解决水井层间吸水不均匀的问题；通过水井调剖可解决平面矛盾，发挥低渗透带的潜力。

（4）周期注水是特低渗裂缝型油藏有效的开发方式。

［1］ 杨小平，唐李.动态分析法确定低渗透砂岩油藏合理井距［J］.特种油气藏，2006，13（6）：38-40.

［2］ 束青林，孤岛油田馆陶组河流相储层隔夹层成因研究［J］.石油学报，2006，27（3）15：100-103.

［3］ 万仁溥.水平井开采技术［M］.北京：石油工业出版社，1995.

［4］ 马东，蓝瑞忠.新肇油田整体周期注水技术理论探讨［J］.中外能源，2006，11（6）：79-81.

［5］ 孟立新，田云.多油层砂岩油藏特高含水期脉冲注水效果分析［J］.油气采收率技术，2000，7（4）：43-45.