裂缝性低渗透油藏合理注水开发对策研究

，，

(1.西北大学 大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069；2.西北大学 地质学系，陕西 西安 710069； 3.中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津 300452)

裂缝性低渗透砂岩油藏以其特高的渗透率非均质性和复杂的注入水运动规律而区别于普通的砂岩油藏，成为鄂尔多斯盆地极具特色且广泛分布的一种重要的油藏类型。这类油藏受天然裂缝、致密基质双重控制，平面矛盾突出，若注水开发政策采用不当，容易造成注入水沿裂缝水窜，采油井含水率上升，甚至水淹，水驱波及系数降低，最终影响采收率和开发效果。

目前我国将储层渗透率小于或等于50×10-3μm2作为低渗透油藏的标准，渗透率小于10×10-3μm2定为特低渗透油藏[1]。而西峰油田主力油层平均渗透率为2.72×10-3μm2，属于特低渗透油藏。同时，由于天然-人工耦合裂缝的存在，注水开发时，注入水沿裂缝渗流通道快速推进，主向油井随着注水注入体积的增大逐步水淹，这是西峰油田早期水驱的主要特征。主向井见水时间主要受人工-天然耦合裂缝长度控制。弄清裂缝性低渗透油藏水驱运动规律、对制定稳油控水的注水开发方案具有重要意义。

1 油藏地质概况

西峰油田白马中区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部，控制面积约为66.6 km2，主力油层为三叠系上统延长组长8段,是典型的裂缝性低渗透油藏。白马区长8段平均有效厚度15.8 m，平均孔隙度10.5%，平均渗透率2.72×10-3μm2，原始地层压力为18.1 MPa。白马中区天然裂缝发育，采用5700测井、大地电位法、古地磁法等方法进行裂缝方向测试，测试结果表明天然裂缝方向基本为北东75°左右，局部区域为北东60°左右。储层敏感性分析表明长8储层属弱酸敏、弱-无速敏、中等-弱水敏、弱-中等偏弱盐敏[2-5]。

西峰油田于2001～2002年开辟了白马试验区，试验区单井产量达到6t以上；2003～2004年，采用超前注水实施滚动建产，建成日产油达到1 800 t的大区块，成为西峰油田的主力开发区块；2007～2008年，实施滚动扩边及井网调整。至2011年7月本区共投产油井505口，注水井198口，日产液2 469 t，日产油1 392 t，平均动液面1 227 m，单井日产液量4.89 t/d，单井日产油量2.76 t/d，平均油压17.24 MPa，综合含水率33.1%。

2 注水开发中主要矛盾

2.1 注采井网与裂缝系统之间的矛盾

西峰油田白马中区主体采用的井网形式为520×180 m菱形反九点注采井网，而长8油层天然裂缝、微裂缝发育且投产初期实施水力压裂投产，井网系统井排方向与裂缝展布方向一致，均为北东75°。这一矛盾造成菱形反九点注采井网中平行于裂缝展布方向的主向油井出现明显的裂缝见水特征，注入水沿裂缝方向单向突进，主向油井含水率突升且居高不下，产能大幅下降，动液面上升快，而侧向井见效慢或长期不见效，导致平面矛盾突出，水驱效果差，控制储量减少。

从油藏开发动态来看，截止2010年11月，白马中区总油井数为508，见水井约为353口，占油井数的69.5%，裂缝性见水井井数为223，占见水总井数的63.17%，而注采井网中主向油井见水率达83.1%，反映了注采井网与裂缝系统之间矛盾突出。例如西23-26井，2005年3月发生裂缝性见水，含水率由31%上升到93.5%，产油量下降迅速，2005年6月发生水淹，含水率达100%，于2005年7月关井。2009年6月对相应水井西22-23井进行堵裂缝，油井西23-26井含水率明显下降，单井产能有所上升。说明注水井与主向油井之间有明显的裂缝沟通。

2.2 地层压力与单井产能之间的矛盾

西峰油田白马中区南部和北部在地层压力和单井产能上表现出明显差异，南部整体表现为“地层压力低、单井产能高”的特征，北部则表现为“地层压力高、单井产能低”的特征。

2.2.1 地层压力特征

白马中区原始地层压力为18.1 MPa，根据历年油、水井测压资料，研究区平均地层压力为20.8 MPa，由于研究区实行超前注水和同步注水，使得在开发期间压力保持水平较高，自开发投产以来地层压力保持水平基本都在100%以上。从2010年地层压力分布图中可以看出研究区北部地层压力明显高于南部，北部和中部的局部区域地层压力高于21 MPa，而南部地层压力维持在16～18 MPa。

2.2.2 单井产能特征

从单井产能特征来看，自2002年油田投产至今，单井产能主体呈现下降趋势， 2002年油井平均单井产能为6.1 t/d，至2012年仅为2.86.1 t/d。从白马中区2010年单井产能分布图中可以看到，单井产能高的部位主要集中在研究区的南部，其次为研究区的中部，北部区域单井产能最低。

2.2.3 矛盾原因分析

将地层压力分布图和单井产能分布图对比发现，研究区高压分布区和单井低产区皆为研究区的北部，压力保持水平高，单井产能却很低，矛盾突出。

经过分析认为造成研究区北区压力升高的主要原因为注水注入量大、产出量小。造成注大于采原因主要有以下三点：(1)研究区北部的储层物性较南部差，北部储层的特低渗透性是造成压力升高的主要原因。(2)根据相渗测试，研究区北部润湿性为中性-弱亲油，毛细管力为水驱油的阻力，因此润湿性也是压力升高的原因之一。(3)敏感性测试表明研究区北部为中等-弱水敏，见水区粘土矿物膨胀，(也是憋压)水敏伤害持续发生也是压力升高的原因之一。初步分析认为造成北区油井低产的原因主要是由于储层物性差，其次是由于裂缝、微裂缝的存在，部分井含水突升，产量下降。

2.3 含水上升与注水参数之间的矛盾

西峰油田白马中区平面含水率表现出北高南低的特点，北部开发井组含水率上升较快，局部呈现出裂缝型见水，且整体高于南部。不合理的注采参数造成研究区北部含水上升的重要原因。尤其对于低渗透裂缝性储层，注水强度过高易导致油井含水率快速升高。自2005年以来白马中区逐步控制注水强度大小(表)，含水上升幅度得到了有效控制。因此优化注采参数是保证油田稳产的基础。

表1 鄂尔多斯盆地西峰油田白马中区注水参数与含水率统计表

3 合理注水开发对策

3.1 深部调剖改变液流方向，治理裂缝性水窜

针对裂缝性低渗透储层容易出现的裂缝性水窜的问题，缓解注采井网与裂缝系统之间的矛盾，西峰油田白马中区采取了深部调剖改变液流方向的注水开发政策。

对于裂缝性见水井，主要采取堵裂缝、分层配注、化学调剖等措施，同时结合酸化、综合解堵、重复压裂等措施分别调整吸水剖面和产液剖面。双向调剖有效地改善了油田吸水-产液结构，提高了油层水驱储量动用程度和单井产量，降低油井含水[6-7]。

对于孔隙性见水井，采取温和注水方式，对吸水不均匀的井进行剖面调整，确保周围对应油井的稳产。在物性较差、油层薄的区域，容易发生薄层突进见水，加强剖面调整后，水井吸水均匀，对应油井含水上升的趋势得到了控制，产量稳定。

西峰油田白马中区深部调剖实施效果明显，从表2中可以看出实施堵水措施后，综合含水率明显下降，调剖区域产量转为上升趋势，稳产、增产、降水效果明显。同时，水井吸水剖面改善，部分水井尖峰状吸水明显减弱，吸水剖面得到改善井9口，吸水厚度增加3.3 m，其中吸水厚度增加井4口，增加厚度可达10.2 m，吸水层段上移后避开高渗段2口井，厚度下降4.4 m，但从井组生产动态看，效果较好。

表2 鄂尔多斯盆地西峰油田白马中区深部调剖实施效果统计表

3.2 转注水淹油井，充分动用剩余油

针对裂缝主向油井见水的情况，西峰油田白马中区为了提高侧向水驱效率，从2005年下半年起实施转注水淹油井区域转线状注水试验，在局部形成排状注水，实施面强点弱的注水方式，促使侧向油井见效。通过以“菱形反九点”→“排状注水”进行井网调整，截至2011年12月白马中沿裂缝方向转排状注水井23口，形成11个排状注水，转注后见效油井44口，日增产能43 t，累计增油11 635 t。

总体来说，转排状注水效果较好，对于补充地层压力，提高底层能量，降低产量递减幅度都具有较好效果。需要注意的是其注水强度须在合理范围内，防止微裂缝开启，造成油井见水。

表3 鄂尔多斯盆地西峰油田白马中区历年周期注水效果统计表

3.3 采用周期注水，减缓含水上升速度，扩大注入水波及面积

白马中区长8油藏裂缝发育，在注水开发过程中，平面矛盾突出，含水上升速度较快，侧向油井见效程度低、整体采出程度较低。针对该情况，2005年，白马中区北部选择了5个井组实施周期注水试验，在3个井组9口油井上见到了效果，日产液量上升，含水基本平稳，日产油量上升，其中西28-35井组效果尤为明显，共有5口油井见效，见效后日增油2.7 t，目前日增油3.1 t；2006年实施周期注水，累计增油达318 t；2007年继续优选含水高、平面矛盾突出，主向油井见水快的区域，并不断探索合理的注水周期。油井含水上升速度得到控制，有效缓解平面矛盾，提高水驱效率。历年累计实施周期注水81井次，对应油井328井次，见效95井次，见效率29.0%，截止2010年12月，累计增油9 573 t 。其中2010年优化注水参数后，目前见效油井42口，含水由43.0%下降至39.3%，累计增油3 824 t(表3)。

3.4 针对剩余油富集区钻新井挖潜剩余油

在白马中区裂缝发育、注水方向较强的区域开展加密调整。通过加密调整，一方面提高储量控制与动用，另一方面进行侧向排液、引效，减缓主向油井含水上升速度[8-12]。

(1)加密调整可提高区块采油速度与最终采收率。白马中加密调整前采油速度为1.78%，加密调整后采油速度2.09%；从水驱特征曲线看，加密调整后整个区域的可采储量由204.1×104t提高到298.7×104t，最终采收率提高了11.0%(表4)。

表4 鄂尔多斯盆地西峰油田白马中区井网加密效果统计表

(2)加密调整后，部分区域能量不足，产量下降。2007年9月加密调整后，区域内采油速度提高，而整体注水量保持平稳，区域注采比由1.08下降到0.79，部分井由于能量不足，产量下降较大。可以通过加强注水或转排状注水补充地层能量。

4 结语

(1)西峰油田白马中区在注水开发过

程中主要存在三大矛盾：注采井网与裂缝系统之间的矛盾，地层压力与单井产能之间的矛盾，含水上升与注水参数之间的矛盾。

(2)解决注采井网与裂缝系统之间的矛盾的方法主要包括有：深部调剖，井网加密，对主向水淹井实行转排状注水等方法。

(3)缓解地层压力与单井产能之间的矛盾则可以利用油藏工程论证的方法得到研究区合理的注水压力系统以及合理的采油强度。

(4)采用周期注水的方法可以有效控制油井含水上升速度。

[1]李红,柳益群,刘林玉. 鄂尔多斯盆地西峰油田延长组长81低渗透储层成岩作用[J].石油与天然气地质.2006.27(2):209-217.

[2]王小琳,武平仓,韩亚萍，等.西峰油田长8层注水现状及投注措施效果[J].石油勘探与开发.2008.35(3):634-640.

[3]付金华,罗安湘，喻建，等. 西峰油田成藏地质特征及勘探方向[J]. 石油学报.2004.25(2):25-29.

[4]司学强,张金亮. 西峰油田长8油组沉积相与油气分布规律[J]. 西南石油大学学报(自然科学版).2008.30(6):67-72.

[5]刘小洪,罗静兰，刘新菊，等. 西峰油田长8和长6储层物性影响因素分析[J]. 西北大学学报(自然科学版).2009.39(1):102-108.

[6]孙庆和,何玺，李长禄. 特低渗透储层微缝特征及对注水开发效果的影响[J]. 石油学报.2000.21(4):52-57.

[7]赵良金,黄新文，王军. 文东油田沙河街组三段中亚段油藏裂缝发育规律及其对注水开发的影响[J]. 石油与天然气地质.2009.30(1):102-107.

[8]杨永飞,姚军. 油藏岩石润湿性对气驱剩余油微观分布的影响机制[J]. 石油学报.2010.31(3):467-470.

[9]朱玉双,曲志浩,孔令荣,等. 安塞油田坪桥区、王窑区长6油层储层特征及驱油效率分析[J].沉积学报.2000.18(2):279-283.

[10]朱玉双,孔令荣,曲志浩,等. 注水开发并非安塞油田长_6油层低采收率的主要原因[J]. 石油与天然气地质.1997.18(3):221-223.

[11]高明, 宋考平,张英芝，等. 裂缝型低渗透油藏井网调整方式研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版).2011.33(2):109-114.

[12]刘子良,巍兆胜，陈文龙，等.裂缝性低渗透砂岩油田合理注采井网[J]. 石油勘探与开发.2003.30(4):85-88.

[14]刘自亮,王多云，王峰，等. 陕甘宁盆地西峰油田主要产层储油砂体沉积微相组合及特征[J]. 沉积学报.2005.23(2):248-254.

[15]朱玉双,柳益群,赵继勇,等. 不同流动单元微观渗流特征研究———以华池油田长3油藏华152块为例[J].石油实验地质.2008.30(1):103-107.

[16]朱玉双,曲志浩,孔令荣,等. 安塞油田坪桥区、王窑区长6油层储层特征及驱油效率分析[J].沉积学报.2000.18(2):279-283.

[13]屈红军,马强，高胜利，等. 物源与沉积相对鄂尔多斯盆地东南部上古生界砂体展布的控制[J]. 沉积学报.2011.29(5):825-834.

[18]张章,朱玉双，陈朝兵，等. 合水地区长6油层微观渗流特征及驱油效率影响因素研究[J]. 地学前缘.2011.31(4):116-119.

[19]全洪慧,朱玉双，张洪军，等. 储层孔隙结构与水驱油微观渗流特征——以安塞油田王窑区长6油层组为例 [J].石油与天然气地质.2011.32(54):952-959.