影响乌南油田注水开发效果的几个地质因素

O 董效锋

（青海油田采油二厂 青海 816400）

影响乌南油田注水开发效果的几个地质因素

O 董效锋

（青海油田采油二厂 青海 816400）

乌南油田自1998年在乌4-5井间歇试注水，2002年在乌4断块开展规模试注水。虽然该油田已注水开发近10年，但该注水开发效果不是很理想，油井见效缓慢、稳产效果差。本文根据乌南油田近些年的动静态资料，提出几个影响该油田注水开发效果的地质因素，为油田确定合理的水井措施、注采井网的局部调整提供依据。

乌南油田；注水开发效果；地质因素；注采井网

乌南油田的油藏类型是断鼻构造控制为主的岩性构造油藏，油气层具有薄、多、散、杂的特点，纵向上油层分布长而不集中。该油田经过近些年的注水开发，水驱效果不是很理想，结合实际生产情况及静态资料数据的研究，本文分析总结出了影响乌南油田注水开发效果的几个地质因素。

一、储层物性较差

对乌南油田N21油藏系统取心井的岩石物性分析资料统计分析结果表明，油藏储层物性变化范围较大，自浅至深孔隙度和渗透率呈下降趋势，总体反映了中-低孔、低渗-特低渗的特点。根据取芯、测录井资料分析，该油田孔隙度平均数值为9.7%；渗透率平均数值为2.54×10-3μm2。孔隙度与渗透率之间存在一定的相关性，但相关程度不强反映储层渗透率受孔隙结构影响较大。

二、油砂体发育不连片

乌南油田构造复杂，断层特别发育。储层以细砂岩和粉砂岩为主，且具有“薄、多、散、杂”为特征。根据目前研究成果，乌南油田油砂体形状多呈土豆块状、土豆状，少数为条带块状，大部分油砂体，只有2-3口油井控制。例如，从乌南油田Ⅲ油组17号小层油砂体分布示意图（图1）上可以看出、该砂体呈条带状分布，常规反九点式注采井网，单个注采井组对油砂体的控制十分有限，在主力生产层组上注采连通率较低（图2），从而造成了注水层位吸水性较差，采油井受效慢，部分井注水压力较高甚至注不进的局面，注水开发的效果不理想。

图1 乌南油田Ⅲ-17砂体发育示意剖面图

图2 乌南油田乌2-1注采井组注采对应关系栅状图

三、储层非均质性强

乌南油田储层主要划分为四个油层组，每个油层组又细划分为30个小层。各油组的层间非均质性差异较大，特别是各个小层之间渗透率存在较大的差值，整体趋势是随着储层深度的增加，渗透率数值降低。整体来看，Ⅲ油层组小层层间非均质性在四个油层组中最强，Ⅰ和Ⅳ油层组小层层间非均质最弱，Ⅱ油组的小层层间非均质性中等，四个油层组小层层间变异系数在0.4-0.7之间，突进系数分布区间在1.81-3.22之间。

根据测井资料，对乌南油田的储层平面非均质性参数进行了计算。各油层组的平面非均质性比较严重，Ⅰ、Ⅱ油层组平面非均质性相对较弱，Ⅲ油层组为较强非均质性，其渗透率变异系数多数大于1.1，突进系数主要分布在3.1～8.2之间，级差11～72倍。Ⅳ油层组平面非均质性最强，其变异系数多数大于1.23，突进系数主要分布在4.1～10.2之间，级差31～101倍。

在乌南油田Ⅲ、Ⅳ油层组为主力储层，较强非均质性，直接制约着注水压力、注水层位的吸水能力、注入水的运动方向、推进速度，这也是影响乌南油田注水开发效果的主要原因之一。

四、储层润湿性强

乌南油田润湿性实验结果表明（表1），样品的润湿性均为水润湿即油藏岩石亲水。岩石亲水的油藏在注水开发过程中，最直观的表现就是采油井见水较快，采油井见水后具有较长时间的油水两相流动。对于乌南油田低渗主力储层来说，岩石亲水减小储层毛细管的阻力，有利于注入水进入油藏，但由于该油藏孔道细，导致粘滞阻力也大，造成油水的流动压力大、流动困难，表现出注水见效周期长，注水开发效果差。

表1 乌南油田储层润湿性测定结果表

五、泥质含量高

根据国内外油田开发资料，影响中、低渗透率油层吸水能力的主要因素有以下几个方面，一是分层系后层段之间的渗透性差异仍较大；二是储层泥质含量较高；三是在钻井过程中尤其是高含水期钻的加密调整井，由于泥浆密度大，浸泡油层时间长，造成近井地带渐进性堵塞；四是油水过渡带原油粘度较高，注冷水后造成稠油段堵塞；五是高含水期以低和特低渗透率油层为主要挖潜对象，这部分油层不采取增注措施不能达到注进水或注够水的标准要求。

根据乌南油田N21油藏的矿物成分全岩分析，乌南油田的N21油藏不同井层的矿物含量有较大的不同，乌5井碎屑岩和碳酸盐岩类基本上各占40.5%左右，泥质在15%左右；乌12井碎屑岩占37.4%，碳酸盐岩类占26.8%，而粘土矿物却高达35.7%，基本上属于三种矿物各占1/3的状况；乌14井的碎屑岩占50.7%，碳酸盐岩类占22.51%，粘土矿物占24.62%，岩心分析井的碳酸盐含量都在20.0%以上。

在中国大庆油田的萨、葡、高油藏的主要储层泥质含量为5%～15%，有些泥质细粉砂岩泥质含量最高为20.0%左右。对比以上数据可以看出，同为低渗透率油田，乌南油田的泥质含量大大高出大庆油田储层的泥质含量。储层泥质含量较高，注水后泥质微粒将膨胀运移，造成孔隙吼道堵塞，从而影响了介质注入，这也是部分注水井注水困难的重要原因。

六、储层偏强的盐敏性

根据储层敏感性实验，乌南储层的水敏损害在31%左右，属于中偏弱损害；而储层对盐度的敏感性却是较强的，其损害程度达到60%以上。乌南油田注入水质为清水，矿化度保持在80ppm左右, 低矿化度清水的注入对储层造成了不可逆的伤害，从而影响注水开发的效果。

表2 乌南油田储层敏感性评价

七、结论及建议

通过以上分析可以看出乌南油田储层的几个特点：物性差、砂体发育连片性差、储层分均质性强、储层润湿性强、泥质含量高等。这些地质因素造成了乌南油田目前注水开发效果不理想的局面。针对这些问题提出以下几点建议：

1.根据砂体分布特点对现有的开发井网进行调整，增强单个注采井网对油砂体的整体控制；

2.根据储层非均质性强的特点，加大注水井分注的比例，遏制强吸水层增强若吸水层的注入能力，避免注水单层突进，改善水驱效果；

3.对注采井组连通层位进行井组的生产层位整体进行压裂措施改造，加强注采层组的连通性，加快水驱速度。

4.注入水改为污水，以降低对储层的盐敏性伤害。

Several Geological Factors Influencing the Water-injection Development Effect of Wunan Oilfield

Dong Xiaofeng
（No. 2 Oil Extraction Factory of Qinghai Oil Field,Qinghai,816400）

Wunan oilfield has started intermittent water injection in 4-5 wells since 1998, in 2002, started scale type of water injection Wu NO. 4 . fault block. Although the oilfield has taken waterflooding development for about 10 years, the effect of waterflooding development is not ideal, which well has a slow effect show and stable effect . This paper, based on the dynamic and static data of Wunan oilfield in recent years, puts forward several geological factors affecting the water-injection development effect, and provide reference for determining reasonable wells measures and the local adjustment of injection-production pattern.

Wunan Oilfield；water-injection development effect；geological factor； injection-production pattern

TE

A

董效锋（1983～），男，青海油田采油二厂，研究方向：油田开发管理 。