影响阿尔油田开发效果的因素及治理对策

于滨，刘淑敏，王美思 巫聪，赵玉芝，郭睿

(中石油华北油田分公司勘探开发研究院，河北 任丘 062552)

影响阿尔油田开发效果的因素及治理对策

于滨，刘淑敏，王美思 巫聪，赵玉芝，郭睿

(中石油华北油田分公司勘探开发研究院，河北 任丘 062552)

阿尔油田属低渗透砂砾岩油藏，通过对该油藏开发特征的系统分析，找出影响开发效果的主要因素。储层的物性差、非均质性强等地质因素是其开发效果的决定性因素，同时部分井组注采比不合理以及分注井配注合格率低等开发因素也是造成目前开发现状的重要原因。针对存在问题开展合理注水技术政策研究，采取不同井区精细注水，配合相应的油水井措施，使阿尔油田产量快速递减及含水快速上升趋势得到控制，取得了较好的治理效果。

低渗透油藏；砂砾岩油藏；储层非均质性；精细注水

阿尔凹陷位于二连盆地东北部，构造隶属于二连盆地巴音宝力格隆起区东北部，南北长约80km，东西宽约15～20km，下白垩统沉积面积约1500km2。主要含油层系腾格尔组一段下亚段为近物源快速堆积的扇三角洲相砂砾岩沉积，砂体横向变化大，储层物性及连通性差，属特低渗透油藏[1～5]。

油田自2010年投入开发以来，注水见效状况较差，含水率上升过快，产量递减严重。目前老井综合含水率已达70%，而采出程度仅1.9%，采油速度0.24%，开发效果较差。

1 油藏开发特征

1.1油井见效程度高，但以单向见效为主

油藏的注采井网较为完善，油层动用程度达到78.2%，水驱控制程度达到98.2%，注采对应关系良好，整个油藏的注采见效程度达到83.5%，部分井区见效比例达到90%左右。

阿尔油田主要井网形式为三角形反七点井网，井距200～250m。油井的受效方向受储层平面非均质影响明显，虽然整体见效比例较高，但见效方向较单一，单向见效井共110口，占总井数比例的72%；其次为双向见效，比例占21%；三向见效比例仅为7%，无三向以上见效井。

图1 产液量分级统计图

见效井平均单井日产液量由见效前的4.2t上升到高峰期的8t，平均单井日产液量仅由见效前的3.8t上升到高峰期的5.8t，增油幅度较小。

图2 阿尔油田含水率分级统计图

目前日产液量3t以下井数比例占55.4%，产量只占21.3%，65.4%的产量集中于井数比例只占31.2%的5t以上的高日产液量井中(图1)。有21.5%的油井日产油量在1t以下。

1.3油井见效后含水率上升快，产量递减较大

注水见效井中只有少数未见水，该类油井普遍见效层较厚，对应注水层吸水较为均匀，见效后有较长的稳产期，产量递减较缓慢，该类井数量较少且分布零散。绝大部分见效井已见水，比例占总见效井数的92%。

注水见效井见水后随着含水率的上升油量下降，而液量变化及含水率上升状况与见水类型密切相关。依据油井见水后的月含水率上升速度和见水特征将见水井分为含水率上升速度低(小于5%)、含水率上升速度高(5%～10%)、暴性水淹(大于10%)3种类型，井数比例分别为36%、51%、13%，可以看出大部分井都存在含水上升过快的问题。

从目前含水率分级统计来看，油藏投产3年后含水率40%以上井数比例已达到55.8%，含水率大于80%的井数比例达22.6%(图2)。目前综合含水率已达70%，油藏已进入高含水期。

2 影响开发效果因素分析

2.1储层物性差是低产的主要地质因素

1.父母和孩子交流时应该平心静气，不要因为孩子与自己的想法不一样而发火，要给孩子申辩的机会，让他们说出自己的真实感受。如果双方分歧确实很大，父母不妨放弃争论，再找合适的机会和孩子沟通。

取心资料表明阿尔油田储层物性大多为低渗-特低渗储层，阿尔3井区平均孔隙度10.1%，平均渗透率22.6mD，阿尔22井区平均孔隙度12.9%，平均渗透率11.0mD。综合评价为Ⅱ至Ⅲ类储层。从无量纲产液、产油指数曲线看(图3)，随含水率的升高产液指数下降，后期提液潜力小，同时产油指数下降较快。由于物性普遍较差，导致大部分井见效状况差、产量低。

2.2储层分选性差，易造成注入水突进

储层岩性为砂砾岩，分选性差。岩石薄片检测结果显示，碎屑岩储层中储集空间较为发育，孔隙类型主要为粒间溶孔，其次为粒内溶孔和铸模孔。低渗透储层喉道较小，孔隙结构复杂，整体物性较差[6]。从压汞曲线来看(图4)，进汞曲线陡峭，没有明显的水平段，说明储层分选性差[7]。

图3 阿尔油田无量纲产液、产油指数曲线 图4 阿尔断块毛细管压力曲线

图5 取心井段区间渗透率分布图

由于砂砾岩储层分选性差导致的储层微观孔隙结构非均质性强，注入水沿阻力最小的少量孔道迅速突破，而大多数孔隙流动缓慢，造成水驱严重不均，部分井过早见水，含水率上升过快[8]。

2.3储层非均质性强，造成纵向及平面矛盾突出

储层在层间和层内都存在较强的非均质性。从层间看，对一口密闭取心井段按渗透率相近的特征分成了8个连续区间进行统计平均(图5)。区间最小平均渗透率2.4mD，区间最大平均渗透率865.0mD，相邻区间渗透率级差最小值为1.22，最大值为61.69。整个统计井段区间渗透率最小级差1.05，最大级差360.42。从层内来看，在一个砂层5m的有效厚度中，渗透率最高为772mD，而最低仅1.6mD。

通过非均质储层渗透率级差组合双管模拟试验可以看出，随着组合模型渗透率级差的增大，低渗层的吸水比例逐渐降低，且渗透率级差达到6附近时出现明显拐点，当组合模型的渗透率级差大于10的区间后，低渗层的吸水比例明显降低，甚至成为非吸水层[9]。

从示踪剂监测结果看出，注示踪剂井组都存在部分方向油井不见剂，而部分方向油井快速见剂，速度可达10m/d以上。由于平面上渗透率的非均质性造成注入剂渗流各向异性，这种各向异性会导致平面水驱的不均匀性，注入水沿高渗条带突进，这是造成油井单向注入水突进的主要原因。

2.4部分井组注采比过高，造成注入水突进

地质特点决定了阿尔油藏易发生注入水突进，因此适宜采取温和注水[10]，但各井区注采比普遍偏高，其中最低的是阿尔3-70井区，为1.3；最高的是阿尔22井区，达到了4.7，平均注采比2.4。

将各井组产量劈分后统计井组注采比，有65.7%的井组注采比大于1.5。过高的注采比加剧了层间及平面矛盾，加速了注入水的单向、单层突进，油井含水率随注采比的提高而快速上升。

3 调整对策及效果

针对该油藏含水率上升快、产量递减大的状况，开展了注水政策的数值模拟研究及注水井精细调水，并配合相应的油、水井调整措施，制定了油藏综合调整方案。调整的主要原则及方法如下：

1)将动态分析与数值模拟相结合开展注水政策研究，包括各井区合理注采比及周期注水方式。通过预测未来10年生产指标，确定合理注采比及注水周期。

结合各井区实际能量保持状况及水淹状况，确定各井区合理注采比在1.0～1.2左右；同时在水流优势通道明显、水窜严重的井区开展周期注水，根据数值模拟优选方案结果采取对称周期、周期为1年左右的注水方式。

2)开展注水井精细调水。在对油井产量进行平面及分层劈分的基础上，将其对应注水层段分为加强层、平衡层和限制层，按一定的配注原则确定注采比。在该基础上结合周期注水确定各井区的配注原则。

3)制定油水井措施方案。注水井措施制定原则：加大水井的层间治理力度，通过分注、补孔、重配等措施，改善纵向油层动用状况，完善与周围油井的注采关系；通过注水井投注、油井转注、注水困难井增注等手段，调整注采系统，增加周围油井水驱方向；对平面和段内矛盾突出的井区开展调驱，以扩大水驱波及体积。

油井措施制定原则：针对注采层位欠完善的低产井进行补孔压裂，完善注采关系；因储层非均质造成平面见效状况差的低产井，投产时未压裂的进行压裂，投产时已压裂的通过重复压裂、转向压裂引效；对于注水突进和压裂缝沟通形成的高含水油井，与水井调驱相配合开展卡堵水。

自2014年4月实施调整方案以来，油藏总体日注水量显著下降，而老井的产量在经历了2013年至2014年初的快速递减后目前趋于稳定，月递减由上一阶段的6.4%下降到1.6%；含水率快速上升趋势得到控制，月含水率上升速度由上一阶段的3%下降到0.1%(图6)，综合治理取得了比较好的效果。

图6 阿尔油田老井开采曲线

4 结论与认识

通过以上分析研究，影响阿尔油田开发效果的因素是多方面的，既有如储层物性差、分选差、非均质性强等油藏本身地质因素，也有如注采比不合理以及分注井配注合格率低等开发技术政策方面的因素。通过优化注水技术政策，针对不同井区采取精细注水，同时加强分注井测调，配合相应的油水井措施，取得了较好的治理效果。

[1]赵贤正，降栓奇，淡伟宁，等.二连盆地阿尔凹陷石油地质特征研究[J].岩性油气藏，2010,22(1)：12～17.

[2] 梁星如，吕传炳.华北油区隐蔽油藏评价关键技术[J].特种油气藏，2006,13(2)：33～35.

[3] 淡伟宁，李晓红，邓国华，等.阿尔凹陷油气成藏控制因素及成藏模式研究[J].长江大学学报(自科版),2013,10(16):12～15.

[4] 梁星如，郭发军，任季平，等.阿尔油田低渗透岩性油藏关键开发技术研究[J].特种油气藏，2014,21(2)：83～85.

[5] 肖阳，唐谨，孙朝辉，等.二连盆地阿尔凹陷油气成藏条件及油藏类型[J].中国石油勘探，2010,15(2)：41～44.

[6] 杨希濮，孙卫.鄂尔多斯盆地低渗透油藏孔隙结构特征及影响因素分析[J].特种油气藏，2011,18(6)：44～47.

[7] 李道品.低渗透油田高效开发决策论[M].北京：石油工业出版社，2003：56～65.

[8] 胡复唐，刘顺生，李联伍，等.砂砾岩油藏开发模式[M].北京：石油工业出版社，1997：30～35.

[9] 李辉，易远元，刘玮，等.阿尔凹陷储层微观孔隙结构对水驱油效果影响研究[J].长江大学学报(自科版)，2013,10(16)：44～47.

[10] 李南，程林松，张泓全，等.超低渗透油藏注水方式研究[J].油气地质与采收率，2012,19(4)：78～80.

[编辑] 黄鹂

TE343

A

1673-1409(2017)19-0081-04

2016-06-10

中国石油天然气股份有限公司重大专项(2014E-35)。

于滨(1984-)，男，工程师，现从事油气田开发方面的科研工作，yjy_yubin@petrochina.com.cn。

[引著格式]于滨，刘淑敏，王美思，等.影响阿尔油田开发效果的因素及治理对策[J].长江大学学报(自科版), 2017,14(19):81～84.