裂缝性特低渗透砂岩油田注水开发调整对策——以大庆长垣外围他拉哈油田英51区块为例

唐从明 (中石油大庆油田有限责任公司第九采油厂，黑龙江 大庆 163853)

裂缝性特低渗透砂岩油田注水开发调整对策
——以大庆长垣外围他拉哈油田英51区块为例

唐从明 (中石油大庆油田有限责任公司第九采油厂，黑龙江 大庆 163853)

裂缝性特低渗透砂岩油田普遍存在压裂井含水上升快、层间矛盾突出，而未压裂井难受效、产量递减快的特点。以大庆长垣外围他拉哈油田英51区块为例，通过油田生产动态分析及静态裂缝研究，提出了裂缝性特低渗透砂岩油田注水开发调整的几点建议。

裂缝；特低渗透；注水开发

裂缝性特低渗透砂岩油田在开发中普遍存在压裂井(层)易沿裂缝方向受效，但受效后含水上升快，未压裂井(层)难受效、产量递减快的特点。大庆长垣外围他拉哈油田英51区块位于黑龙江省大庆市杜尔伯特蒙古族自治县石人沟渔场西南1.0km，构造位置位于松辽盆地中央坳陷区古龙凹陷他拉哈向斜西南翼。在高Ⅳ组顶面构造图上，左侧发育一条近似南北向、向西倾斜的正断层，区块于该断层的上升盘，形成了一个构造圈闭，构造圈闭线为-1990m，闭合面积1.1km2，闭合高度约50m。区块共发育萨尔图、高台子、青一段、扶余、杨大成子油层，主要开采目的层为高四组。高四组孔隙度11.0%～15.5%，渗透率(0.35～1.82)×10-3μm2；青一段油层孔隙度11.0%，渗透率0.45×10-3μm2；扶杨油层孔隙度5.2%～9.8%，渗透率在(0.1～0.27) ×10-3μm2，是一个典型的裂缝性特低渗透油田。

1 区块产量递减状况及原因分析

1.1产量递减状况

英51区块2004年12月捞油投产，2005年2月水井投注，采用200m×200m井网注水开发，2005年4月油井压裂转抽，压裂初期井口平均日产液192.5t，日产油12.7t，综合含水55.67%。截止2011年12月，该区块井口日产液28.7t，日产油12.7t，综合含水55.67%，日注水100m3，累计注采比1.0，采油速度0.14%，采出程度5.98%，年综合递减率42.74%，平均月递减率4.75%。如果继续按照当前注水方式开发，按此速度递减，到2012年底，区块日产油量将低于5.0t。

1.2产量递减原因分析

1)压裂井含水上升产量递减快 裂缝的高渗透性使得注水易沿裂缝方向形成突进，注水受效后沿裂缝方向见水，主力层水淹后，非主力层难以接替，层间平面矛盾突出，产量递减快[1]。

笔者统计不同井排生产情况：油井排29口生产井，见注入水6口，水淹3口(压裂裂缝)，产液33.0t，产油20.4t，综合含水38.24%；水井排15口生产井，见注入水12口，地层水2口，未见水1口，其中水淹4口，产液22.8t，产油3.0t，综合含水86.7%。见注入水较早的6口井，平均见水时间3个月，方向为同井排右侧水井，层位以高四组为主，与主应力方向相吻合，见水时累计砂岩注水强度只有260～360m3/m。

见水和受效情况表现为明显的裂缝性见水特征。而该区块通过从取芯观察、测井、无源微地震法监测结果和动态变化等综合分析证实，储层中发育东西向天然裂缝[2]。

人工裂缝监测4口井，共5个层位(见表1)，裂缝方向集中在北东68.3°和北西89.4°之间，与地应力测试结果相符，与井排方向基本一致。

表1 英51区块人工裂缝监测成果

表2 微地震点的分布方向(裂缝方向)

应用微地震技术对英51区块注水前缘进行监测， 监测给出的微地震点分布方向反映了井周的裂缝走向(见表2)。由表2可以看出,北东东向是最多的裂缝方向,该方向反映了应力场的作用和影响，接近最大水平主应力方向。北西西向是第2多的裂缝走向，反映原生裂隙带的存在，也与非排方向相符合。

不同压力下，优势裂缝的走向不尽相同，但多为东西向，也与最大主应力方向一致，与见水受效方向基本一致，进一步验证了动态生产数据的变化。

2)区块未受效压裂井产量递减快 统计各井层压裂和未压裂产量，产量幅度下降最大的是压裂高四组油井，日产油由85.0t下降到29.7t，平均月递减率为7.4%，比区块平均月递减率6.6%高0.8%。注水开发50个月，仍有15口井无受效迹象，其中水井排油井2口，油井排油井13口，占油井排总井数的44.8%。

2 注水开发建议及效果分析

2.1注水开发建议

结合以往油田开发经验，针对英51区块东西向裂缝发育，水井排油井东西向裂缝性见水后已水淹的实际，建议由面积注水逐步向线性注水转变。

2.2注水开发效果分析

转注水井排15口油井，转注完成后，区块平均水驱控制程度由75.5%上升到84.3%。应用国家储量委员会推荐的大庆外围采收率计算公式，计算区块预测采收率[3]：

ER=0.1893+0.0745lg(K/μ0)-1.2644φ+0.0005S+0.3355Wf

式中，ER为原油采收率；K为空气渗透率,10-3μm2；μ0为地层原油粘度,mPa·s；Wf为开发井网条件下的水驱控制程度,%；S为井网密度,口/km2；φ为有效孔隙度,%。

高四组渗透率1.08×10-3μm2，有效孔隙度13.25%，水驱控制程度由转注前87.3%上升到转注后94.0%，采收率由转注前12.7%上升到14.9%；青一段渗透率0.45×10-3μm2，有效孔隙度11.0%，水驱控制程度由转注前80.2%上升到转注后90.4%，采收率由转注前13.1%上升到16.6%；扶余油层渗透率0.1×10-3μm2，有效孔隙度7.5%，水驱控制程度由转注前46.0%上升到转注后58.2%，采收率由转注前6.1%上升到10.1%。预计可增加可采储量4.12×104t。

[1]艾尚军,郭殿军.砂岩油田开发地质研究内容与方法[M].北京：石油工业出版社,2002:76-79.

[2]赵向东,陈波.微地震工程应用研究[J].岩石力学与工程学报,2002,21(S2):2609-2612.

[3] 王树立,兰丽凤.大庆外围油田采收率评价方法[J].大庆石油地质与开发,2008,27(5):53-57.

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.09.020

TE348

A

1673-1409(2012)09-N058-02

2012-06-25

唐从明(1984-)，男，2006年大学毕业，助理工程师，现主要从事油田开发方面的研究工作。

[编辑] 洪云飞