花土沟油田精细注水开发实践及认识

张庆辉，屈信忠，柳金城 ，陈晓冬，李国艳，姚 泉

(中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃敦煌 736202)

花土沟油田精细注水开发实践及认识

张庆辉，屈信忠，柳金城 ，陈晓冬，李国艳，姚 泉

(中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃敦煌 736202)

花土沟油田为典型的长井段薄互层复杂断块油藏，非均质性严重，油水关系复杂，注采对应差，注水单层突进，地层压力下降快，产量递减幅度较大。为了改善该油田的水驱开发效果，在精细油藏描述的基础上，通过实施改善水质、完善井网、层系细分、水井分注、剩余油挖潜等精细注采调整工作，水驱控制程度和油藏动用程度得到提高，地层压力稳中有升，自然递减率下降，综合开发效果得到了明显改善。

花土沟油田；油藏描述；注水开发；剩余油；油水分布

1 油田基本情况

花土沟构造是柴达木盆地西部坳陷区狮子沟-油砂山背斜带上的三个浅层高点之一，地下构造复杂、断层发育，探明叠合含油面积5.9 km2，探明石油地质储量4 052×104t，油藏埋深256～1 600 m，平均孔隙度19.6%，平均空气渗透率119×10-3μm2，原始地层压力4.6～8.3 MPa。

花土沟油田断层发育、含油井段长、储层非均质性较强，随着2002年细分层系注水开发工作的深入，油田地下油水分布变得错综复杂，纵向注水不均衡，平面注采不平衡，压力持续下降，水驱控制和水驱动用程度低，平面上大部分区域欠注，但部分区域存在单层突进现象，产量递减较快，水驱开发效果变差。2009年以来，在深化油藏地质研究的基础上，通过油藏精细描述与剩余油挖潜，注采对应关系研究，实施强化注水的注水开发策略，油田开发效果趋于好转。

2 精细油藏描述，夯实地质基础

2.1 深化储层认识，挖掘非主力层潜力

通过对已有井的精细地层对比和二次测井精细解释研究，重新明确花土沟10个油组215个小层的油砂体分布图，发现花土沟油田存在部分一次解释为干层或油水同层或未解释的漏失油层，漏失油层中既有常规油层，也有低阻油层和薄差油层。通过对2005-2010年70口典型井综合解释结论变更情况分析，70口井共718层次1 275 m井段原解释结论为干层或油水同层或未解释，经综合分析解释为差油层或油层。其中差油层474层，占总层数的66%，厚度比例为55.6%；油层244层，占总层数的34.0%，厚度比例为44.4%。

花土沟油田X油组，含油面积2.18 km2，地质储量91.75×104t，主要岩性为泥岩、粉砂质泥岩、粉砂岩，以灰色泥岩为主，表现为弱的水动力条件，属于浅湖-半深湖沉积，形成于中新世主要成湖期；油组内砂岩单层厚度绝大多数小于2 m，平面上具有西厚东薄的特点。到2012年底共有15口油井只在X油组薄差层射孔投产，取得了较好的产能，平均单井日产油1.96 t，含水20.6%；根据目前资料和投产情况揭示，X油组的10号～15号小层具有较好产能，X油组薄差层是花土沟油田下步重点的挖潜方向。

2.2 量化剩余油分布规律，明确潜力方向[1-2]

2.2.1 量化小层剩余油分布

通过剩余油定性分析(产液剖面、吸水剖面、新井测井解释)和定量研究(含水分级图、数值模拟、油藏工程方法)，分析了层系和小层的开采程度、水淹状况、剩余油在纵向和平面的分布规律以及影响剩余油分布的因素，并对区块和分层采收率和剩余可采储量进行了预测。花土沟油田剩余油分布主要是在断层附近、注采不完善区域、单井控制孤立砂体及油井间的“死油区”。

根据绘制的油砂体图及产量劈分成果统计分析可知，花土沟油田油砂体地质储量2 991×104t，累积产油418×104t，采出程度为10.27%，剩余储量2 573×104t，各油层组储量分布情况见图1。

图1 花土沟油田各油组储量情况

从油组上看，VI油组剩余储量最多，为今后重点开展工作的油组。

将油砂体储量及产量劈分到215个小层，统计分析可知，目前剩余储量大于30×104t的小层共11个，占总小层数的5.1%；这些小层剩余储量之和为514.26×104t，占总剩余储量的20%。这些小层为今后重点挖潜的对象。

2.2.2 搞清纵向、平面油水分布规律

2006年以来，积极开展井间示踪剂测试，到2012年底完成了55个井组的示踪分析，为研究地下油水运动规律提供了直接可靠的依据。

(1)纵向油水运动规律。油田纵向上层多层薄，10个油组可划分为7套开发层系，见表1；沉积储层类型多样，从Ⅷ～Ⅹ油组的浅湖、半深湖亚相沉积到Ⅳ～Ⅶ油组三角洲前缘亚相沉积再到Ⅰ～Ⅲ油组三角洲平原亚相沉积，纵向上不同类型及物性砂体叠置，混注混采导致纵向上产吸的不均衡。即Ⅰ～Ⅳ油组总体吸水强度要高于Ⅴ～X油组，意味着1上、1下、2上层系物性好于下部，局部井点见效较好，但需控制避免过早水淹。砂体规模大小与平均吸水强度没有正相关，反而是大规模砂体由于注采井网相对完善、吸水井点多，通过合理调整，平均吸水强度不高，这类砂体水淹弱；倒是部分小规模砂体，如果处在较好沉积相带上，吸水强度大，易于发生水窜水淹。因此，纵向上需对吸水好的小砂体油层加强控制。

(2)平面油水运动规律。平面上油水运动主要受控于沉积微相发育分布特征及注采井网配置。花土沟油田属于辫状河三角洲―半深湖沉积体系，各种微相类型多、分布复杂、横向上相变快，造成地下油水运动规律比较复杂。应用示踪剂测试，可以判断注水水流方向，明确注采井间关系。油田在2006年开展了18个井组的示踪剂监测，所选注水井分布在各个层系均有(除0层系)，监测结果对油水运动规律分析提供了可靠依据。根据监测结果，油田平面油水运动具有以下一些特征：大砂体注入水波及面积大，水推进速度慢，具有一定水驱优势方向；分流河道砂体水推进速度较快；断层开启影响注水效果，存在沿断层面水窜现象。

表1 花土沟油田开发层系与油组对应关系

3 精细注采调控，改善开发效果

3.1 调整原则

(1) 以层系为单元实施综合治理，按照井组由下至上、由主体到边部的原则逐步展开；

(2)充分利用现有井网，适当补钻调整井和更新井；

(3)优先实施注采井组的优化调整，对跨层系井进行调整归位；

(4)注重水井治理先行，治好一口水井，搞活一大片；

(5)井组统筹考虑，按矛盾大小顺序治理。

3.2 调整思路

(1)0、1上层系以注水开发试验为基础，一是通过新钻井提高井网控制程度、建成产能，二是利用下层系井上返开采。

(2)1下、2上、2下层系立足现有井网，在局部未受井网控制区域部署少量调整井，提高油藏水驱控制和水驱动用程度，同时井网密集地区层调上返。

(3)3层系以抽稀井网为主，提高注采井数比，局部地区通过老井转注完善注采井网，重点治理高含水油井。

(4)4层系纵向上细分开发层系，解决井段过长、纵向矛盾突出的问题；平面上在局部未受井网控制区域部署少量调整井，提高油藏水驱控制和水驱动用程度。

3.3 主要做法[3-4]

3.3.1 优化注水水质，实现“注好水”

花土沟油田具有“中等速敏、较强水敏、中等-强酸敏及碱敏”的特征，对注入水质的要求比较高。为此，在花土沟注水站南泵房清水端新增紫外杀菌装置两套，安装过滤装置两套，保证注入水质符合《油田注水管理规定》；建立了简便实用的石灰乳现场检测方法，用于杜绝药剂质量问题而引起的水质波动现象，现场实施后见到较好效果；针对花土沟北山回注污水机杂沿程升高的现状，积极开展分水器和水支线清垢工作，建立从水源至注水井口水质监测点共56个，使水质达标率达到95%。

3.3.2 细分开发层系，减缓层间矛盾

花土沟油田4层系包括Ⅶ、Ⅷ、Ⅸ、Ⅹ4个油组74 个小层280多米含油井段，小层间的储层物性差别大，渗透率级差达到了73，层间矛盾突出，纵向动用不均，水驱控制程度53%，水驱动用程度32%，采油速度0.44%，开发指标较差，影响整个油田的开发效果；4层系地质储量采出程度13%，剩余地质储量765×104t，满足层系细分要求，分为两套层系开发：将Ⅶ油组用一套井网开发；Ⅷ、Ⅸ、Ⅹ三个油组用一套井网开发，并采用优先射开Ⅹ油组生产，适时补射开Ⅷ、Ⅸ油组开发；共新钻油井23口，水井14口，转注油井4口。利用两套开发层系48个注采井组，水驱控制程度提高到68%，水驱动用程度提高到46%，年产油由2.55×104t提高到3.61×104t，改变了之前用一套层系开发效果差的状况。

3.3.3 降低无效水循环，提高注入水利用率

由于层间矛盾突出及高渗层、大孔道的存在，水驱油效率下降，油井含水高，注入水利用率低。根据3、4层系的65个井组动态分析并结合示踪剂监测结果，Ⅵ-5等10个小层单层突进严重，小层平面上大面积水淹。因此，重点对这些小层做工作，对油井实施卡堵出水层164井次，对水井控制高渗层注入量115井次，实施调驱措施43井次，使存水率由0.6提高到0.8，有效提高了注入水利用率。

3.3.4 针对零星小断块，完善注采井网

花土沟油田断层发育，地下构造被断层复杂化，存在很多小断块。这些断块含油面积小，断块内井数少，处于小断块中的油井存在有采无注现象。虽然断块数量多，但整体储量不容忽略。自2009年以来，针对零星小断块的特点，对七套开发层系的注采井网逐一进行分析，利用部分低产或高含水的油井实施转注，建立小注采系统，提高水驱储量，完善小断块10个，增加水驱控制储量98×104t，取得了较好效果。

3.3.5 精细井组动态分析

首先从产量递减快、矛盾突出的典型井组入手，分析注采平衡、压力平衡、含水上升变化情况，结合油层物性和连通状况由点及面地开展分析，把注水井的注水状况和吸水能力及与其周围有关油井之间的注采关系分析清楚，找出油、水井的各种矛盾及其原因，并对有关油、水井分别提出具体的调整措施，制定有针对性的、现场上切实可行的调整意见或治理方法，真正做到“一井一法、一组一策”，改善井组的开发效果。

4 取得的效果

(1)油田产量保持平稳。自2009年以来，油田年产油稳定在16×104t左右，产量快速下降的趋势得到扭转。

(2)产量递减控制较好。自然递减率和综合递减率分别由2009年的14.37%、9.18%，降低到2012年的8.7%、5.5%，开发形势变好。

(3)注水井分注率由60.0%提高到77.1%，分注合格率由52.0%提高到85.6%，水驱控制程度由72.1%提高到76.1%，水驱动用程度由36.2%提高到47.7%，油水井连通状况好转。

[1] 周琦.萨尔图油田河流相储集层高含水后期剩余分布规律研究[J].石油勘探与开发，1997,24(4):51-53.

[2] 计秉玉.喇萨杏油田高含水期提高采收率的主要技术对策[J].大庆石油地质与开发, 2004,23(5): 47-53.

[3] 李忠江,杜庆龙,杨景强.高含水后期单层剩余油识别方法研究[J].大庆石油地质与开发,2001，20 (6)：58-61.

[4] 徐安娜,穆龙新,裘怿楠.我国不同沉积类型储集层中的储量和可动剩余油分布规律[J].石油勘探与开发,1998，25(5)：39-42.

编辑：李金华

1673-8217(2015)01-0079-04

2014-08-06

张庆辉，1984年生，2012年毕业于中国石油大学(北京)油气田开发专业，现从事油气田开发方面的研究工作。

TE357

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