① 低渗油田注水见效影响因素分析——以531井区T2k2低渗油藏为例

邓晴阳，王辉，孙来喜

(1.成都理工大学能源学院，四川成都610059；2.中国石油新疆油田分公司采油二厂，新疆克拉玛依834000)



①低渗油田注水见效影响因素分析
——以531井区T2k2低渗油藏为例

邓晴阳1，王辉2，孙来喜1

(1.成都理工大学能源学院，四川成都610059；2.中国石油新疆油田分公司采油二厂，新疆克拉玛依834000)

摘要：531井区T2k2低孔低渗油藏由于开发年限较长，地质特征复杂等因素，目前油藏已开发区存在产量递减快、油藏注水困难，地层压力保持程度低、含水上升较快、注采井网不完善等问题.系统分析了531井区T2k2低渗油藏油藏的注水见效特征，并从沉积微相、注采井网井距、注采连通性、射孔等方面对对影响本油藏的注水见效因素进行分析，总结出了531井区T2k2低渗油藏的注水见效影响因素，对本油藏高含水期开发调整提供指导.同时为同类低孔低渗油藏开发调整提供指导借鉴.

关键词：低渗透；注水见效；影响因素

0引言

531井区T2k2油藏区域构造上位于准噶尔盆地西北缘克—乌断阶带南白碱滩断裂下盘.资料显示，531井区目的层克上底部平均埋藏深度为2114.5m，沉积厚度平均为189.8m.根据相应的地质研究，本油藏储油层主要分布在S3、S5砂层组，其中S3砂层组平均厚度为41.9m；S5砂层组平均厚度为52.7m.储层平均孔隙度为12.8%，储层平均渗透率为2.8mD，属中孔特低渗储层.[1-2]

随着开发的进行，本油藏存在逐渐出现了已开发区存在产量递减快、油藏注水困难，地层压力保持程度低、含水上升较快、注采井网不完善等问题，而注水见效分析是解决这些问题的基础.许多学者对此进行相关研究，黄爽英等考虑启动压力梯度的影响，建立数学模型对注水见效时间进行了研究，[3]但没有考虑介质变形效应对注水见效时间的影响.刘华林等研究了注采井距、注水强度和渗透率等因素对注水见效时间的影响，[4]但没有考虑启动压力梯度和介质变形对注水见效时间的影响.针对上述学者的研究缺陷，本文从启动压力梯度、井网井距、注采连通、沉积微相、注水井无效射孔等多方面对本研究区注水见效及其影响因素进行分析，可为本油藏后期开发调整提供指导.

1含水变化及注水见效分析

1.1开发简况

本油藏于1995年初采用300m的不规则反九点井网进行开发，投产初期日产液301.0t，日产油231.0t，含水23.3%.截至2013年5月底，本井区目前日产液154.0t，日产油16.9t，含水率89.0%，日注水310.4m3，单井平均日注水为25.9m3，累积注水185.9×104m3，累积注采比2.03.[1-2]

1.2油井含水变化情况

531井区自1995年开发克上组以来，生产初期油井均不同程度含水，含水为1.9%～55.9%，平均12.0%，注水开发后，由于井网适应性差，生产井含水上升快，自1995年5月投产到1997年底仅1年半时间，含水即上升到50%.2004年含水达到86.6%高值后，逐渐下降到2006年的79%，近年含水上升率减缓(图1)，2007年～2012年含水上升率平均为4.54%，较之前有所降低.

图1531井区克上组油藏含水及含水上升率随开发时间变化曲线

1.3注水见效分析

可以从低、中、高三个含水阶段末(时间节点分别为1996年底、2002年底、目前)的含水率分布分析得出，油井见水的先后顺序是从中部区域向边部区域扩散.边部区域储层物性差，注水井欠注，中部区域注水井注水强度大(三个阶段的阶段末累计注采比分别为1.15、2.27、2.03)，由于主力产液层S3层物性好，所以注入水沿S3层单层突进，边部油井也高含水.

根据本井区单井生产动态情况，油井注水见效的特征为：流压、动液面稳中有升，产量稳定.当油井见水时，压力和产量同样稳中有升，含水率迅速上升.

油井见效以单向为主[5-6]：统计研究区内油井受效方向，见水井26口，其中单向、双向、三向受效的井分别为13、11、2口.油井受效方向主要为单向受效，平均见水时间为230天.

2注水见效影响因素

2.1注采井网不完善

尽管早期采用反九点井网开发，随着开发时间延长，研究区采油井点因地层能量低、套管破损等原因关井导致损失严重.在油藏投产初期(1996年6月)正常投产的油井为25口，正常投注注水井为10口；中含水阶段(1997年-2002年底)正常投产油井为15口，正常投注注水井为12口；高含水阶段(2003年-目前)正常投产油井为12口，正常投产注水井为9口.采油井井点损失严重，导致本井区注采井网不完善，且大部分井油井多为单向受效，见水快.

2.2油水井间注采井距过大

目前的反九点井网不规则，部分采油井长期关井，注采对应关系改变，井距差异大.

由于低渗透油藏中注采井之间存在启动压力梯度，[7-8]在井筒附近，驱替压力梯度高，流体在这部分空间流动较易.但是在注采井间，储层动用则相对较困难，以注采井主流线为例，在注采井中间驱动压力梯度很小，该处储层中流体则很难动用起来.[9]

分析研究区主体部位采油井80026井与对应的三口注水井(80023、80072、80064)的生产动态.计算80026采油井与对其应的三口注水井之间的驱动压力梯度的分布情况(图2)，[8]根据研究区启动压力梯度可得储层动用下限；可以看出，在注采压差相近的情况下，注采井距较小的80026～80064井间驱动压力梯度明显高于其它2口井，可以动用的最低储层渗透率为5.4mD，小于其它两口井，表明井距小可以有效的使低渗储层中的流体流动，这也是注水井注入水快速推进的动力和对应采油井见水快的原因，该井组的栅状图及产吸剖面同时也反映井间连通好、井距小的注采井具有较好产一吸对应关系.

图2采油井80026与对应注水井间驱动压力梯度分布图

2.3储层油砂体较小且钻遇率低

研究区动用油层组砂体钻遇率低(表1)，在12个动用单层中只有三层钻遇率大于50%，最高钻遇率也只有76%，多数层钻遇率在30%左右.

研究区注采井连通率低，层数平均连通率52%.根据历年产、吸剖面统计，注采井之间注采层位对应关系不好，注采结构差.

表1 　531井区克上组油藏动用砂体钻遇率

2.4沉积微相的不同导致储层的非均质严重

注水井生产层段所处微相不同，吸水能力差异大.本研究区扇三角洲前缘亚相主要发育：(1)水下分流河道微相；(2)水下分流河道内外侧微相；(3)沙滩坝微相；(4)前缘席状砂微相.

以研究区80080井为例，80080井所钻遇的S3砂层组为水下分流河道微相，S5砂层组为沙滩坝微相，在2012年10月12日测试中，S5层不吸水，直至2013年5月13日测试中，吸水量为2.9t、吸水比0.116、注水强度0.725m3/m·d；而S3层在两次测试中，均吸水，吸水量、吸水比和注水强度明显高于S5层对应值(表2)，表明在本研究区以水下分流河道沉积微相的砂体吸水能力比沙滩坝微相砂体强，水驱效率高，波及范围大.[8]

表2　水下分流河道微相与沙滩坝微相砂体吸水能力对比表

2.5注水井无效射孔

分析认为，531井区注水井存在以下无效射孔情况：部分井射孔非储层、部分单砂体射孔，有注无采、单砂体上，油水井连线，沿油井方向砂体尖灭，有注无采等情况.

研究区的统计结果表明，注水井干层段射孔厚度为16m，单砂体有注无采射孔厚度18.5m，合计无效的射孔厚度占总射孔厚度的12.27%；另外，注水井与油井连线方向上，砂体多处尖灭，无效射孔比例合计占15%左右(表3).随着油藏开发，一定量的注入水被注入上述区域，注入压力不断升高，地面设施达不到所需的注入压力，导致注不进欠注严重；同时研究区水敏特征加剧油田注水困难，后期注水量下降，地层压力保持水平低.

表3　531井区克上组油藏油水井连线尖灭统计

3结论

注水见效对低孔低渗油藏的开发效果影响明显，本文通过动、静态资料对研究区的注水见效及其影响因素进行综合分析，从注采井网井距、砂体发育、储层非均质性、注水井无效射孔等方面概括了注水见效的影响因素，对油田后期的注采结构调整具有一定的指导意义.

参考文献

[1]宋子齐，刘青莲，赵磊，等.克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏参数及剩余油分布[J].大庆石油地质与开发，2003 (3)：28-31．

[2]宋子齐，谢向阳，高兴军，等.克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏非均质连通性与注采关系研究[J].测井技术，2002 (4)：315-319．

[3]黄爽英，陈祖华，刘京军，等.引入启动压力梯度计算低渗透砂岩油藏注水见效时间[J].河南石油，2001(5)：22-24．

[4]刘华林，熊伟，高树生，等.注水见效时间和影响因素数值模拟研究[J].科技导报，2009(22)：63-65．

[5]轩玲玲，任利斌，刘锋，等.油田注水前后储层特征变化规律研究——以冀东高尚堡油田沙三段2+3亚段为例[J].岩性油气藏，2010(4)：116—119.

[6]宋付权，刘慈群.低渗透多孔介质中新型渗流模型[J].新疆石油地质，2001(1) ：56-58.

[7]孙来喜，张宗辉，王仕莉，等.低渗透油藏井间储量动用状况分析新方法[J].西南石油大学学报自然科学版，2014(2)：99-104.

[8]李云鹃，胡永乐.低渗透砂岩油藏注水见效时间与井距关系[J].石油勘探与开发，1999(26)：84-86.

[责任编辑范藻]

The Injection Effect and Influence Factor Analysis of Low Permeability Oil Field:Taking T2k2Low Permeability Reservoir in 531Well Area as an Example

DENG Qingyang1,WANG Hui2,SUN Laixi1

(1.Energy Resources College of Chengdu University of Technology,Chengdu Sichuan,610059;2.2nd Oil Extraction Factory,PetroChina Xinjiang Oilfield Company,Karamay Xinjiang 834008,China)

Abstract:T2k2low permeability reservoir in 531 well area,with the long development years and complex geological characteristics and other factors,appears problems like production declining quickly,reservoir water injection difficulty,the low degree of pressure maintenance,water content increasing rapidly,imperfect injection patterns,etc.This paper systematically analyzes the characteristics of effective water injection of the 531 well area T2k2low permeability reservoir,and analyzes the effective factors which affecting the reservoir's water injection from multiple perspectives,such as sedimentary microfacies,injection patterns,injection-production connectivity,perforation and so on.The water injection effective factors are found out for the guidance to the development and adjustment of 531 well area T2k2low permeability reservoir in the period of high water content.

Key words:Low permeability; effective water injection; influence factors

收稿日期：①2015-11-10

作者简介：邓晴阳(1993—)，男，四川广安人.硕士研究生，主要从事油气田开发及油气藏数值模拟研究.

中图分类号：TE37

文献标志码：A

文章编号：1674-5248(2016)02-0037-04