腰英臺特低滲油藏改善注水開發(fā)效果實踐與認識

甘文軍

（中國石化東北油氣分公司長嶺采油廠，吉林松原131123）

1 腰英臺油藏基本地質(zhì)特征

腰英臺油田構(gòu)造位置處于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)長嶺凹陷中部大情字井低凸起帶東部，緊鄰黑帝廟次凹。

1.1 構(gòu)造特征

腰英臺區(qū)塊劃分成四個油氣成藏區(qū)帶：西部低幅度構(gòu)造帶、中部斜坡帶、中部地塹帶、東部地壘帶。目前在這四個油氣成藏區(qū)帶發(fā)現(xiàn)了腰西、1號、2號、3號和4號共五個含油區(qū)塊。

1.2 沉積特征

腰英臺油田青山口組屬松遼盆地南部的?？党练e體系，位于盆地西南端，水系自南西流向北東，與盆地的長軸斜交，古地形坡度較緩，流域長，為遠物源緩坡河流-三角洲沉積體系。由于湖水進退頻繁，湖岸線擺動幅度較大，致使不同地區(qū)、不同層位的砂體類型及分布特征差異較大。具體可以細分為泉四段的河流相沉積、青一段的三角洲前緣-前三角洲沉積及青二段的曲流河沉積-三角洲平原-三角洲前緣沉積；其中三角洲前緣亞相可細分為水下分流河道、河口壩、席狀砂及分流間灣等微相，三角洲活動頻繁，各種微相砂巖在垂向上交替出現(xiàn)，造成平面和縱向上砂體發(fā)育的非均質(zhì)性。

1.3 儲層特征

主力產(chǎn)層青一Ⅱ砂組受西南方向物源的影響，西部的腰西物性最好，1號區(qū)塊物性次之，向東2～4號區(qū)塊變差。腰西區(qū)塊平均孔隙度14.23%，平均滲透率5.42×10-3μm2；1號區(qū)塊平均孔隙度11.11%；平均滲透率1.93×10-3μm2；2～4號區(qū)塊平均孔隙度7.67%～10.81%，平均滲透率（0.14～1.46）×10-3μm2。裂縫延伸方向主要有北東向和北西向。儲層非均質(zhì)性嚴重，層內(nèi)變異系數(shù)平均為1.09，滲透率突進系數(shù)平均3.7，滲透率級差平均262.40。層間變異系數(shù)平均為0.92，滲透率突進系數(shù)平均2.30，滲透率級差平均15.5?？缀硪晕ⅰ⒓?、中孔喉為主，排驅(qū)壓力高，驅(qū)油效率低。

2 腰英臺油田注水開發(fā)存在的問題

2.1 水井注水難，油井受效差［1］

低滲油藏儲層孔喉小，造成毛細管力大，流體通過油層能力不足，儲層物性越差，滲流阻力越大。表現(xiàn)在：一是部分油井注水不受效，二是油井見效速度慢，三是水井注水壓力持續(xù)升高，注水能力逐漸下降，油水井之間很難形成有效的驅(qū)動系統(tǒng)。腰英臺油田水驅(qū)控制程度低，注水不見效油井分布廣泛。部分水井物性太差注不進水，周圍油井無注水補充能量。

2.2 注采井數(shù)比低，開發(fā)效果變差

以腰北1井區(qū)為例，該井區(qū)2008年進入加密油井階段，其特點表現(xiàn)如下：

（1）井網(wǎng)加密之前平均井距220 m，加密之后平均井距190 m，油井井距縮小造成井間干擾嚴重。

（2）注采井數(shù)比從1∶1.2上升到1∶1.7，水驅(qū)控制程度大幅度下降，地層能量供應(yīng)不足，壓力下降速度快，自然遞減增大。

2.3 多層合注合采不適應(yīng)開發(fā)需求

腰英臺油田青一段和青二段儲層物性差別大，對于水井而言籠統(tǒng)注水導(dǎo)致物性較好的青二段吸水量大，而相對較差的青一段吸水量少甚至不吸水，于是對應(yīng)生產(chǎn)青一段的油井沒有注水補充能量，產(chǎn)量下降。而對于油井而言兩層合采層間干擾嚴重，對于物性較好的青二段因為液量高、壓力大，抑制青一段油層發(fā)揮作用。

2.4 平面矛盾突出，含水上升速度快

油藏平面矛盾突出，沿裂縫發(fā)育的東西向和高滲透帶水淹程度高，剩余油飽和度低。而在裂縫不發(fā)育的南北方向上和低滲透帶上剩余油豐富。

3 改善油藏開發(fā)效果的措施和方法

3.1 水井重復(fù)射孔改善低滲儲層注水效果

水井重復(fù)射孔，提高近井地帶滲透率，從而提高水井注水能力。2011年大部分難注井采用重復(fù)射孔方法提高近井地帶滲透率，注水壓力明顯下降，注水量能夠滿足配注量。

3.2 油井轉(zhuǎn)注完善注采井網(wǎng)

通過油井轉(zhuǎn)注，可以新增注水方向，完善注采井網(wǎng)，改善水驅(qū)效果。2011年腰英臺油田轉(zhuǎn)注26口油井，部分油井在轉(zhuǎn)注井作用下，液量上升，含水下降，油量上升。以腰北1 井區(qū)15-6 井為例，受到16-6井轉(zhuǎn)注影響，液量從12 t上升到15 t，含水從96%下降到83%，動液面從1 739 m 上升到1 263 m（圖1）。

圖1 腰北1井區(qū)井位分布

3.3 結(jié)合沉積微相研究通過動態(tài)調(diào)水挖潛剩余油

沉積微相是平面非均質(zhì)性的主導(dǎo)因素，通過沉積微相的研究結(jié)合含水分級圖和測井解釋成果判斷油井主要水淹方向。腰英臺油田剩余油主要集中在注水未波及到的二類相帶，針對多向受效油井在水淹嚴重方向上已形成注水優(yōu)勢通道的情況，適當減弱其注水量而在其它方向上適當增強注水量，可以形成新的注水通道，挖潛剩余油。

以腰北1井區(qū)11-7井為例，在兩個河道方向上的水井10-6和12-8減弱注水量，在河道側(cè)翼方向上的水井10-8增強注水量后油井注水見效，10-8井注水壓力下降（從14 MPa下降到7 MPa），油井11-7液量從15 t上升到20 t，含水從93%下降到87%，動液面從1 799 m 上升到1 531 m。

3.4 水平井分段壓裂提高單井產(chǎn)能

低滲透油藏水平井開發(fā)所需條件［2］：單層含油砂巖厚度大于4 m，分布穩(wěn)定；儲層的滲透率應(yīng)大于1×10-3μm2；含油層的流度應(yīng)大于0.5×10-3μm2；儲層中具有比較發(fā)育的天然裂縫；目的層應(yīng)達到一定的分布面積，以便能夠部署完善的注采系統(tǒng)；布井區(qū)塊完成了精細地震調(diào)查。根據(jù)此要求在腰英臺油田腰北1井區(qū)選擇了一口水平井1P1進行了壓裂。

水平井壓裂效果表現(xiàn)在壓裂之后液量和動液面大幅度上升［3］，能量極為充足。以腰北1 井區(qū)1P1井為例，通過分段壓裂后油井動液面從1 922 m 上升到232 m，液量從2.03 t上升到39 t，日產(chǎn)油從0.2 t上升到4 t，油井在生產(chǎn)7個月之后動液面只下降了400 m。

3.5 水井分注、油井堵水解決層間矛盾

（1）水井分注可以解決水井層間吸水不均的問題，達到兩層合理注水開發(fā)的效果。

（2）對于層間矛盾突出的多層開采油井可以通過產(chǎn)液剖面資料找到高液量高含水層進行封堵，發(fā)揮低液量低含水層的潛力。

3.6 水井調(diào)剖解決平面矛盾

水井調(diào)剖可解決平面矛盾，降低高滲透帶吸水能力，發(fā)揮低滲透帶潛力。以DB33井區(qū)18-6 井為例，調(diào)剖之后壓力升高（從6MPa上升到10MPa）證明以前優(yōu)勢注水通道被封堵形成新的注水通道，其井組含水下降產(chǎn)油量上升（圖2）。

3.7 周期注水提高驅(qū)油效率

周期注水［4］利用驅(qū)替壓差、基質(zhì)巖塊壓縮、流體膨脹和毛管滲吸作用，促使原油從基質(zhì)巖塊流向裂縫系統(tǒng)，從而在一定程度上減緩因連續(xù)注水產(chǎn)生的裂縫水竄和基質(zhì)原油水封問題，擴大了基質(zhì)巖塊的波及體積，提高了驅(qū)油效率［5］。油層非均質(zhì)性越嚴重，流體飽和度差別越大，周期注水效果越好。在腰西區(qū)塊DB34井區(qū)選擇水井5-9、5-7、5-5做周期注水試驗，收到了對應(yīng)油井含水下降、產(chǎn)油量上升的效果（圖3）。

圖2 DB33井區(qū)18-6井組注采曲線

圖3 DB34井區(qū)周期注采曲線

4 結(jié)論與認識

（1）通過水井重復(fù)射孔可提高水井注水能力；通過油井轉(zhuǎn)注可增大水驅(qū)儲量控制程度，提高低滲透油藏注水開發(fā)效果。

（2）水平井是解決低滲透油藏油井儲量控制程度低，能量供應(yīng)不足的有效方法。

（3）通過水井分注可以解決水井層間吸水不均勻的問題；通過水井調(diào)剖可解決平面矛盾，發(fā)揮低滲透帶的潛力。

（4）周期注水是特低滲裂縫型油藏有效的開發(fā)方式。

［1］ 楊小平，唐李.動態(tài)分析法確定低滲透砂巖油藏合理井距［J］.特種油氣藏，2006，13（6）：38-40.

［2］ 束青林，孤島油田館陶組河流相儲層隔夾層成因研究［J］.石油學(xué)報，2006，27（3）15：100-103.

［3］ 萬仁溥.水平井開采技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1995.

［4］ 馬東，藍瑞忠.新肇油田整體周期注水技術(shù)理論探討［J］.中外能源，2006，11（6）：79-81.

［5］ 孟立新，田云.多油層砂巖油藏特高含水期脈沖注水效果分析［J］.油氣采收率技術(shù)，2000，7（4）：43-45.