十屋油田SW103区块变井距注水开发实验研究

张立亚，任利军

1.中石化东北油气分公司四平采油厂，吉林 长春 130062；2.中石化东北油气分公司松原采气厂，吉林 长春 130062

0 引言

注水开发是提高油田采收率的重要手段，注水有两个作用，一是作为驱油剂，将地层原油驱到生产井井底附近，而是作为能量补充，保持油藏压力。十屋油田地质储量大，采收率较低，本文主要是通过对注水井距的讨论，研究出一套适合本油田的井网部署，达到高效开发的目的。

1 区域概况

十屋油田位于吉林省公主岭市境内，地势北东高、西南低，平均海拔157 m。该油田东部为秦家屯油田，西部是后五家户气田，东北部七棵树油田。构造位置属于松辽盆地南部东南隆起梨树断陷中央构造带东北部，是一个被多条近南北向断层切割的破碎的背斜构造。断陷层自下而上共发育火石岭组、沙河子组、营城组及登娄库组，为深湖—半深湖及滨浅湖相沉积。SW103块位(图1)于十屋油田北部，构造处于梨树断陷北部陡坡区底部，梨树断陷代家屯岩性圈闭内。

2 SW103区块地质特征

2.1 地层特征

该区钻井揭示地层层序与十屋油田一致，从下至上分别为侏罗系火石岭组、白垩系沙河子组、营城组、登娄库组、泉头组、青山口组，主要含油层系为营城组和沙河子组。

2.2 构造特征

SW103块位于梨树断陷的北部斜坡带上，在十屋油田的构造区带划分上，此区块位于南邻断阶带内，从圈闭位置上看，SW103块位于代家屯岩性圈闭内，圈闭层位T41，圈闭面积12 km2。区内构造相对简单，主断层落实，且此区块位于小宽走滑断裂与北部陡坡区底部的结合部位，主要发育近南北向次级调节断层，断层密度小。

2.3 沉积特征

十屋断陷营城组晚期，以弱氧化－弱还原的滨浅湖相沉积为主；营城组早期，断陷中心发育还原环境下的深湖相沉积，边缘逐渐过渡为弱氧化的滨浅湖沉积[1]。本区储层岩性以粉砂岩、细中砂岩为主，少部分含砾砂岩，矿物成分多为长石、岩屑，石英质量分数15%～30%，平均26.3%，长石质量分数25%～55%，平均34%，岩屑质量分数为13%～36%，平均26.4%。从岩心观察看，发育有楔状交错层理、波状交错层理、平行层理、斜层理等牵引流沉积构造，另外还发育了搅浑构造、球枕构造、火焰构造、变形构造等重力流沉积构造。营城组和沙河子一段以辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积微相为主，其次为分流间湾微相，见河口坝微相。

2.4 储层特征

研究区目的层的储层为多薄层，平面分布不稳定，且物性差，属于低孔特低渗油藏。含油井段长，平均840 m；单层厚度薄，主要为2～4 m；从岩心观察中常见灰色细砂岩，部分含泥砾，偶见块状砾岩、含砾砂岩，表明储层的分选性差。同时在37口岩芯保存较完整的取芯井中有25口见裂缝，营Ⅰ到营Ⅴ均见裂缝，营Ⅰ 、营Ⅴ裂缝相对发育，但每口井一般只见1～2条裂缝，且多被方解石充填，表明储层裂缝分布较普遍，多为高角度裂缝，充填程度较高［2］。油藏储层渗透率为0.32×10-3μm，为特低渗透油藏。

2.5 油藏类型

地面原油粘度为23.43 mPa·S，为低粘度油藏。通过油藏储层渗透率分析， SW103块营城组和沙河子组砂层向北逐渐超覆尖灭，形成岩性圈闭，SW103井区为岩性油藏。

3 注水试验研究

SW103试验井区对沙一段岩性油藏进行变井距注水开发试验研究，力求建立一套适合于本区特点的超低渗油藏的井网形式、合理注采井距，跟踪压力保持情况及注水开发产能，为实现超低渗油藏经济有效动用提供可靠的研究基础。

3.1 选取SW103区块试验的依据

十屋油田为低孔低渗油田，靠天然能量开发比较困难，通过注水补充能量是开发此油田的最好方式，且国内很多类似油田开发的成功实例也证明了这一点。在十屋油田开展注水试验中，选取储层物性好，平面上油层分布稳定，且位于最厚部位，储能系数大的区块进行变井距注水试验。SW103块沙一段油层厚7.8 m，压后日产19 m3油，很利于开展试验。

此外SW103井在营Ⅰ、Ⅲ分别钻遇6.3 m、1.8 m油层，可作为接替层进行注水，分别对营Ⅰ、Ⅲ的注水试验。

本块探明含油面积3.77 km2，储量87.12×104t。SW103试验井区沙一段控制含油面积0.11 km2，储量3.05×104t，其中水驱控制面积0.08 km2，储量 2.22×104t。

3.2 注水井距研究

国内类似低渗透油田开发早期采用较大井距300～500 m，后期均调整为150～200 m，取得较好效果。借鉴大情字井油田［3］及腰英台油田开发经验，二次井网加密后井距250 m，排拒120～150 m（表1），因开展变井距注采试验，井距直接定位为加密后井距，分别确定为150 m和232 m[4]。

3.3 注水压力、水量的确定

注水井井底压力一般要求小于地层的破裂压力的90%。 SW103井第二次施工破裂压力为50 MPa，因此注水井井底最高流压为45 MPa，折算到井口注入泵压为25 MPa。类比长庆油田注水强度，及十屋油田3口试注沙一段注水井的实际注入量，确定实验井组的注入量为25 m3/d。

3.4 试验参数

方案采取1注2采的方式，共计三口井，其中S103-13-1为注水井，SW103、 S103-12-2为采油井（图1、图2），注采井距分别为150 m和232 m，注水层位沙一段，配注量25 m3/d。配套工艺需要在预测裂缝方位基础上确定压裂规模。若形成NW或NE向裂缝，2口采油井均采用大规模压裂，否则适当控制裂缝规模。

4 结论

（1）物性差，裂缝被方解石充填，造成注水压力高，注水量低。S103-13-1开注后注水压力即为25 MPa，日注清水约15 m3。从实际的注水效果看，投注的压力很高，注水初期就达到了注水的极限压力，注水压力上升到了26 MPa，几乎接近了破裂压力，此时的日注水量才达到23 m3左右，累计注水1 751 m3。

表 1 国内油田井网实例Table 1 Living example of domestic oilfi eld well patterns

图 1 变井距试验井网平面图Fig.1 Plan of variable spacing test wells

（2）扩大压裂裂缝规模，加快见效速度。从两口对应的油井生产情况来看，注水效果不明显。SW103注采井距较小，且处于人造缝有利方位，且储层构造高度与SW103-13-1相近，应该很容易受效[5]，但从实际的生产曲线来看，注水几乎未受效。S103-12-2井注水井距长，与人造缝有较大的角度，且储层构造高度比S103-13-1高近50 m，注水未见效。分析认为其压裂规模较小，需要进一步扩大压裂规模。

图 2 变井距试验井网砂体连通图Fig. 2Map of variable spacing test pattern connected sand bodies

[1] 卜翠萍.松辽盆地南部十屋断陷油气成藏规律研究[D].中国地质大学（北京）,;2007：29-31

[2] 李 虎，秦启荣，杜 清，熊 川.裂缝与构造运动的关系及其对油藏开发的影响—以十屋油田为例[J]，油气藏开发与评价，2011，1 (6) :13-20.

[3] 赵世新，大情字井特低渗透油田油水运动规律[J].油气田地面工程, 2013,31(12):28-29.

[4] 靖 伟,王建波，王科战.十屋油田注采井距与注水见效时间研究[J]. 内蒙古石油化工，2009,13:143-144.

[5]王婷婷.十屋油田W20区块开发效果评价[J]. 内蒙古石油化工, 2011,12:153-154.