大凌河油藏注水方式探討

衣云寧

摘 要：曙二區(qū)大凌河油藏為近源物質快速堆積形成的水下扇，發(fā)育多套含油層系且各自有獨立的油、氣、水組合，斷裂系統(tǒng)復雜。而早期少井多注的開發(fā)方式造成剩余油分布高度分散。通過實施井網(wǎng)完善、輪替注水等技術實現(xiàn)了區(qū)塊高效開發(fā)。

關鍵詞：完善注采;輪替注水;剩余油分布復雜

1 ?地質特征

油藏開發(fā)目的層為沙河街組三段大凌河油層，埋深1350-1850m，平均深度1675m，含油面積為4.5Km2，地質儲量為1504×104t。

1.1構造特征

油藏基本形態(tài)為一由西北向東南傾沒的斜坡，傾角為9。，閉合高度為250米。構造內有10條主要斷層把曙二區(qū)大凌河切割成10個大小各異的斷塊，斷層不控制沉積，但控制油、氣、水的分布。

1.2沉積特征

油層屬于洪水期近源物質快速堆積形成的水下扇，呈現(xiàn)為多套深水濁積巖體與深水湖相泥巖互層沉積組合，縱向上總體分四套砂體，大Ⅱ、大Ⅲ砂體普遍發(fā)育，是全區(qū)的重要產(chǎn)能區(qū)。

1.3儲層特征

油藏孔隙結構屬于中孔、中滲、細吼不均勻型，孔隙度22.36%，滲透率349×10-3μm2。油藏巖性以砂礫巖和礫狀砂巖為主，膠結類型以孔隙式為主，巖石結構的主要特點是粒度粗，分選差，顆粒磨圓度差。油層泥質含量較高為13.9%。

1.4流體特征

油藏原油粘度平均為88.6（50℃）mPa.s，凝固點為15.8℃，比重為0.9068，含蠟量為10.7%，瀝青+膠質含量為28.4%;地下原油粘度為59.95mPa.s，原油密度為0.896，原始油氣比為24m3/t。地層水屬NaHCO3型，礦化度3875mg/l。

2 ?開發(fā)歷程及開發(fā)現(xiàn)狀

1978年投入開發(fā)，早期含水上升速度較快，1985年進入穩(wěn)產(chǎn)階段，但由于注入遠大于產(chǎn)出，累積注采比一直大于1.50。1991年進入產(chǎn)量遞減階段，2010年以來進一步完善注采井網(wǎng)，開展層間輪替周期注水，區(qū)塊遞減得到減緩。

截止到2015年12月共有油井55口，開井39口，日產(chǎn)液1163t，日產(chǎn)油55t，綜合含水95.3%，采油速度0.14%，采出程度12.42%，可采儲量采出程度77.2%;共有水井38口，開井23口，日注水887m3，月注采比0.78，累積注采比1.06。

3 ?油藏開發(fā)存在的主要問題

3.1油層平面發(fā)育不穩(wěn)定，井網(wǎng)完善難度大，儲量動用不均

油藏屬于近源物質快速堆積形成的水下扇，砂體透鏡體分布，橫向連通性差，油層發(fā)育不穩(wěn)定。一是平面上大Ⅱ、大Ⅲ、大Ⅳ三個主力油層組不重疊，西北部主要為大Ⅱ組，東北部為大Ⅳ組，南部Ⅱ-Ⅲ組發(fā)育較好，大Ⅳ組相對較差;二是同一油層組內部砂體分部仍不穩(wěn)定，油氣水系統(tǒng)相互獨立;三是二區(qū)大凌河油層與下伏杜家臺油層共用一套開發(fā)井網(wǎng)，井網(wǎng)井距不規(guī)則，造成平面儲量動用不均衡。統(tǒng)計三個油層組平面動用狀況，無注水區(qū)域內油井低產(chǎn)或關井，平均單井產(chǎn)液量12t，含水75.3%;其它注水區(qū)域水竄嚴重，儲量動用程度相對較高，如曙2-7-006等區(qū)域單井產(chǎn)液量高達55t，含水98.4%。

3.2油層縱向非均質性強，水竄現(xiàn)象嚴重，縱向動用差異大

油層非均質系數(shù)為15.94，變異系數(shù)為0.8609，油層非均質性嚴重。受儲層物性影響，縱向動用程度差別較大，主力油層組大Ⅱ、大Ⅲ整體動用程度相對較高，動用程度達85%以上，大Ⅳ動用相對較差，動用程度只有75%，但各油層組內單層水竄嚴重，小層動用極不均衡，而且單層厚度大的小層內注入水也沿高滲條帶突進，加劇了層內縱向動用差異。

4 ?油藏開發(fā)潛力分析

4.1平面剩余油分布規(guī)律研究

一是構造高部位、局部構造高點及構造邊角存在注水未波及的剩余油富集區(qū)域;二是受注采井網(wǎng)完善程度影響，注采井網(wǎng)不完善或原注采井網(wǎng)完善后井況損壞區(qū)域，剩余油較富集;三是受油水井工作制度和井距不配套影響，在儲層物性較好的連片分布油層中仍有部分注水未波及到的剩余油。

4.2、縱向剩余油分布規(guī)律

一方面受儲層物性的層間差異影響，縱向動用程度差別較大，主力油層組大Ⅱ組、大Ⅲ組整體動用程度相對較高。另一方面受層內非均質性影響，存在層內未水淹及弱水淹區(qū)。由于單層厚度較大的小層內在注水開發(fā)初期注水強度大，造成注入水沿層內高滲條帶突進，其他相對低滲部分弱水淹。

5 ?開展的主要工作及效果評價

5.1提高油藏注采井數(shù)比，探索“多點少注”的注水方式

轉注原則：一是按油、氣、水組合完善注采井網(wǎng)，對油藏的大Ⅱ、大Ⅲ、大Ⅳ三套油氣水組合分別進行注采井網(wǎng)完善;二是分別對大Ⅱ組的3個主砂體，大Ⅲ組的4個主砂體按砂體單元完善注采井網(wǎng);三是結合剩余油分布、微構造微幅度完善注采井網(wǎng)。

依據(jù)以上完善注采井網(wǎng)原則，優(yōu)選了3個單元進行注采井網(wǎng)調整，轉注4口井，轉注初期平均單井日注水60m3，年增注水4.32×104m3，共有5口井見到增油效果，初期日增油5.5t，年累增油640t，有6口油井日產(chǎn)油保持穩(wěn)定。

增加7個注水井點后，通過“多點少注”的方式實施注水試驗：主體部位注水量保持在1100m3/d左右，平均單井注水壓力由8.2MPa下降到7.3MPa，單井日注水量由80 m3下降至60 m3，受水竄影響嚴重的油井由10口下降到6口。

5.2開展水井復注措施，探索邊部注水方式

在構造低部位通過恢復先前認為無效、低效注水井點，加強正向微構造注水，在高含水區(qū)域尋找有效復產(chǎn)井點。通過對邊部2口以前認為無效、低效的不正常水井通過了分注、檢分注復注，并制定了精細調配水方案，日增注水80m3，年增注水量1.0×104m3，2個注水井組的2口油井不同程度的見到增液效果，產(chǎn)液量增加了20t/d，產(chǎn)油量保持穩(wěn)定并略有上升。一是通過恢復注水油井產(chǎn)量較為平穩(wěn)，如水井曙2-6-314為無效注水停注井，實施地面分注恢復注水，油井曙2-06-10井見到了注水效果，初期日增液11t，日產(chǎn)油略有上升;二是通過長停井復產(chǎn)，提高油藏產(chǎn)油量，如曙2-6-317井1993年9月高含水關井，下Φ56mm泵復產(chǎn)，日產(chǎn)液40t，日產(chǎn)油1.4t，含水95.6%，已累增油350t。

5.3針對不同砂巖組探索強弱間注的注水方式

配合高、低構造部位調整注水結構，實施以強弱間注為主的多種注水方式，共實施8口井24井次的強弱間注，9口井27井次的層間輪替周期注水，有12口油井日產(chǎn)油保持穩(wěn)定，10口油井見到增油效果，累增油953t。

6 ?結論

6.1通過完善注采井網(wǎng)、增加平面水驅井點可改善油藏開發(fā)效果。

6.2在不同砂巖組內部開展不同的注水方式，可有效控制油藏含水上升速度。

6.3下步可開展調剖解決層內水竄嚴重矛盾，改善水驅效果。

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