欢(东)～双稀油油田精细注水开发技术研究与应用

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[摘 要]欢（东）～双稀油油田构造复杂，油藏类型多样，投入开发30多年，开发中存在的矛盾日益突出，导致产量快速递减，油田持续有效开发遇到了技术瓶颈。低渗油藏[1]注水补充地层能量过程中出现注水压力上升快直至注不进水现象发生，连续多年开展了区块综合治理，采油速度和采出程度仍然徘徊不前；中高渗油藏大面积水淹，剩余油分布高度零散，经过多次注采井网调整，大部分油井综合含水仍在90%以上；复杂小断块由于含油面积小，砂体变化快，难以形成注采井网，依靠天然能量开发，地层能量不足，产量急剧下降；高含水区块油井大部分处于停关状态，转换开发方式接替方向不明确，区块濒临废弃。因此，精细注水技术研究，改善油藏注水开发效果，对欢（东）～双稀油油田可持续发展具有十分重要的意义。

[关键词]精细注水开发技术；油藏注水开发

中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）23-0238-01

1 研究背景

欢（东）～双稀油油田构造复杂，油藏类型多样，投入开发30多年，开发中存在的矛盾日益突出，导致产量快速递减，油田持续有效开发遇到了技术瓶颈。低渗油藏[1]注水补充地层能量过程中出现注水压力上升快直至注不进水现象发生，连续多年开展了区块综合治理，采油速度和采出程度仍然徘徊不前；中高渗油藏大面积水淹，剩余油分布高度零散，经过多次注采井网调整，大部分油井综合含水仍在90%以上；复杂小断块由于含油面积小，砂体变化快，难以形成注采井网，依靠天然能量开发，地层能量不足，产量急剧下降；高含水区块油井大部分处于停关状态，转换开发方式接替方向不明确，区块濒临废弃。因此，精细注水技术研究，改善油藏注水开发效果，对欢（东）～双稀油油田可持续发展具有十分重要的意义。

2 油田概况

2.1 地质概况

欢（东）～双稀油油田位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南端，自下而上主要发育了八套含油层系，其中主力开发层系是杜家台、莲花、大凌河和兴隆台油层，油藏埋深1100m～3500m。欢（东）～双油田在油区内部发育三级以上断层28条。其中，二级断层1条，三级断层27条，另外还有四级断层100多条，均为正断层。四级断层断距一般为40m～150m，倾角45°～70°，平面延伸0.4Km～4.8Km。由于断层多，形成若干个局部构造，从整体看比较破碎，将其划分为70个开发单元。具有构造复杂、油藏类型多样的特点，截至2012年稀油探明含油面积161.4Km2，石油地质储量18539×104t，动用含油面积136.4Km2，动用石油地质储量14556×104t，可采储量4173.6×104t，标定采收率28.67%。

3 存在问题及潜力分析

3.1 存在主要问题

一是低渗油藏实现有效注水难。主要存在以下四大矛盾：注采井网不合理、注水参数不合理、注水水质[2]不适应、配套措施不适用。主要表现为以下七点问题：地层压力低，采油速度低，采出程度低，吸水指数低、先期注水不见效、只能靠天然能量开发、递减快。

二是中高渗油藏开发后期水淹严重，剩余油分布零散，实现注水调整难。受非均质性影响，层间和平面矛盾突出，纵向水驱动用程度和平面动用状况差异大，剩余油分布零散。随着注水时间增长，水流优势通道明显，注水无效循环逐步严重，特高含水井多，常规油井措施效果逐年变差。

三是复杂小断块井网优化难。复杂小断块储量小，砂体分布范围小，井点少，很难形成规则井网，实现注水效果难度大。

四是多元化注水接替方式不明确。开发方式单一，油层动用程度不均，以常规注水开发为主，注水利用率逐年降低，不适合油藏后期开发特点。低渗油藏注水开发后期转换开发方式方向不够清晰。中高渗油藏转变开发方式（如深部调驱）地下注入剂稳定性、波及状况难以掌控。

3.2 潜力分析

（1）宏观潜力：

中高、低渗油藏按照目前采收率标定计算剩余可采储量571.9×104t。从宏观上看，稀油具有丰富的物质基础，且随着技术的进步，可采储量将逐步增加。

（2）微观潜力

一是平面上仍有剩余油富集区。通过油藏精细描述，细化小层对比，油层上倾尖灭部位、微构造高部位、断层遮挡部位、井间非主流线仍存在剩余油滞留区。

二是纵向上受非均质性影响，仍存在剩余油富集带。通过分层捞样、补层堵水措施证实层间仍有富集层，通过新井测井显示层内仍具有可动油。

三是复杂小断块井网控制程度低，受断层等因素影响，边角部位剩余油难以动用。

四是随着科技不断进步，多元化注水有效接替，油藏采收率不断提高。

4 精细注水开发技术研究

4.1 低渗透油藏有效注水技术研究

由于储层埋藏深、储层物性差、非均质性较强，油层有效孔隙连通差，粘土矿物中膨胀性粘土含量高等诸多不利因素的影响，注水井在常压下的视吸水指数只有0.9～5.2m3/MPa，在高压增注条件下视吸水指数也只有1～7m3/MPa，注水效果不明显。2008年以来，以欢26块杜家台油层为突破口，开展低渗透油藏注水工作，主要开展了以下四个发面研究工作：

一是储层研究。开展精细油藏描述，在取芯岩性资料的基础上，应用VSP测井资料和地震资料，井震结合利用模拟的方法，精细刻画小层沉积微相。在沉积的基础上利用地震的波形变化追踪砂体展布，确定主力油层500m井距油层连通系数30～50%，250m井距油层连通系数50～70%。主力油层平均孔隙度16.4%，平均渗透率62.1×10-3μm2。油层非均质性严重，层间渗透率级差100～634倍。

二是注入水水质研究。该块油层喉道细，由于成岩作用强烈，岩性胶结致密，胶结物中粘土矿物或充填孔隙中，使孔喉迂回曲折，容易堵塞。

Thumb理论：

当r1≥1/3ro时，外来固相颗粒就会直接堵塞喉道。（r为直径）。

当1/7ro≤r1≤1/3ro时，外来固相颗粒就容易在喉道内堆积，形成桥堵。

当r1≤1/7ro时，外来固相颗粒才可以在孔喉内流动。

通过理论研究，参照《碎屑岩油藏注入水水质推荐指标》（SY/T5329―94）行业标准，确定机杂粒径

开展室内实验，由于该储层岩石中含有的水敏性粘土矿物含量较高，伊蒙混层平均含量达53.57%；水敏性程度以强水敏性特征为主。盐敏性临界盐度为2500mg/L～5000mg/L，避免因水质导致的储层渗透率降低，确定注入水矿化度≥2500mg/L。

三是注入压力研究。由于油层有效渗透率低，注水启动压力高，油层吸水能力低，开展启动压力实验，研究启动压力、注入量和渗透率之间关系。结合公式（井口压力=破裂压力×80%-液柱压力）计算，确定最高注水压力为35MPa。

四是单井日注量研究。开展岩心速敏性实验和相对渗透率实验，该块储层岩石由于胶结致密，随着流速的增加，渗透率多数没有下降，部分有短暂的降低，流动速度对该储层岩石渗透率的影响不大。相对渗透率研究表明见水后油相渗透率急剧下降。为避免放大注水量造成油井见水后含水急剧上升的现象发生，注水强度不宜过大。

6 结论

1、低渗油藏储层参数的确定是评价油藏注水开发可行性的关键因素，优化注采参数设计是“注进水、注够水、注好水，有效注水”的重要保障。

2、中高渗油藏开发后期分区、分层落实剩余油分布，是注水调整的重要依据。

3、复杂小断块精细研究砂体变化，保证注采连通，是优化注采井网的关键。

4、多元化注水方向的合理确定，是注水油藏开发后期产能接替的重要保证；开发方式转换，是实现老油田可持续发展的必然趋势。