柳林探区注水开发实践与认识

段方

【摘要】南区采油厂柳林探区位于延安市宝塔区的柳林区，2010年探区面积约220km2，含油层位主要以延长组油层为主，长6油层组是探区的主要目的层之一，长6储层孔隙度为3.94%～17.3%，平均9.47%，渗透率0.01×10-3μm2～10.89×10-3μm2，平均0.93×10-3μm2。属于低孔、特低渗-超低渗储层。2008年开展注水工作以来，目前已有十余口油井获得了明显的增产效果，截止2010年5月，累计增油803.9t。油层的注水开发解决了水质超标、注水井注不进水、注水井堵塞、油井水淹等技术难题和油层产能下降快的现象。本文介绍了柳林探区长6油层组的注水开发实践及工艺参数，并提出了一些认识和看法。

【关键词】储层物性 特低渗 注水工艺

1 油藏地质特征

1.1 构造特征及油藏类型

柳林探区主力油层为三叠系延长组长4+5、长6油层组，本文已长6油层组为例。柳林探区处于鄂尔多斯陕北斜坡带中南部，整体上市一个宽缓的斜坡构造，由于岩性差异，局部地区发育着大小不等的鼻状构造，对油气分布形成有较大影响。与砂体岩性变化配合形成圈闭，为油气提供了有利的储集条件，形成典型的岩性油藏。本区长6油层物性差，属于低孔、特低渗-超低渗储层，长6储层孔隙度为3.94%～17.3%，平均9.47%，渗透率0.01×10-3μm2～10.89×10-3μm2，平均0.93×10-3μm2。受储层的非均质性和区内天然裂缝等因素的影响，储层不同井间破裂压力差别较大。长6储层最低破裂压力为13.5MPa，最高破裂压力为41.0MPa，平均26.7MPa。长6油层组则为灰白色厚层细砂岩与灰绿色、灰黑色泥岩不等厚互层，夹浅灰色粉砂岩与斑脱岩薄层。由于储层物性差，油藏几乎都是油水同层。油藏具有常温、常压、渗透率低、产能低、埋藏浅的特点。

1.2 储层孔喉特征

孔隙和喉道是砂岩储集空间的两个基本因素，孔隙大小影响储层的孔隙度，喉道大小与连通状况直接影响着储层的有效性和渗透性。柳林探区岩心分析结果表明：长6油层砂岩颗粒以细粒为主，孔隙类型以粒间孔-溶孔为主，粒内孔次之，局部有微裂缝存在。这种孔隙类型不会堵塞喉道，从而酸性溶液容易进入砂岩对长石碎屑和易容碳酸盐胶结物进行溶蚀。长6油层平均孔径一般分布在50-100μm，平均70μm左右，属中孔型为主。平均喉道直径主要分布在0.1-1.00μm，平均0.43μm左右，探区储层孔、喉分选型差，连通孔隙的吼道少，储层的孔隙结构差，属中孔-细喉型和小孔-微细喉型。

1.3 储层流体物性及油层参数1.3.1 储层岩性特征与沉积相

长6油层组则为灰白色厚层细砂岩与灰绿色、灰黑色泥岩不等厚互层，夹浅灰色粉砂岩与斑脱岩薄层。长6主要为三角洲平原和三角洲前缘沉积，平面上呈朵状或分散片状，有利的储集相带为三角洲平原分流河道砂体与三角洲前缘水下分流河道砂体及碳酸盐岩胶结致密带以外的部分。

1.3.2 储层流体特征

根据原油样品的常规分析测试结果分析表明，本区长6油藏原油性质原油密度、粘度等变化均不大，具有低密度（0.845g/ cm3）、低粘度（50℃条件下7.52mPa.s）、较低凝固点（11.9℃）的特点。

根据地层水分析测试结果表明，本区地层水pH值为5.99～7.38，平均6.86，近中性；总矿化度24317.84～ 155635.10mg/L，平均60810.47mg/L，水型主要为CaCl2型，其他水型极少。

1.4 油藏类型

通过油田地质研究，本区长6油藏分布在北东和北北东向的三角洲平原分流河道砂体和三角洲前缘水下分流河道砂体上，油藏受带状砂体控制，含油性受岩性、物性控制。由于储层物性差，非均质性强，含油性变化也较大，油水分异不明显，无明显的油水界面，为较典型的弹性-溶解气驱动岩性油藏。

2 油田注水工艺措施2.1 注水参数

柳林探区早期井网按油田公司要求进行设计，为正方形反九点法井网，井距为200m。后考虑到裂缝展布与注采井网的匹配关系，在与邻近区域对比的基础上，进一步提出了油田注水的参数，将井网调整为菱形反九点法井网，菱形长对角线方向平行裂缝方向。油田注水基本参数为：优先采用射孔不压裂方式投注，注水压力为13.5～ 39.8MPa，单井注水量在8～ 10m3 /d，注采比为1.0～1.2。

2.2 配套的注水工艺技术

随着油田注水开发规模的不断扩大，目前已初步形成了五项适用配套的注水工艺技术。2.2.1 简化的注水地面工艺流程技术

在综合考察论证的基础上，本着因地制宜、节约投资、满足注水功能的原则，对地面注水工艺流程进行了系列简化，采用“五小”工艺技术：短：短流程； 单：单干管、小支线注水； 简：地面设施、工艺流程、运行方式尽量简化； 串：多井、多站共用一套集输流程，串联运行。从注水站到配水间采用单管线进行供水，由配水间对各单井进行分支配水。注水站不设洗井泵和洗井流程，采用活动洗井车洗井，使注水流程简化。

2.2.2 适宜的投注工艺

柳林探区注水井投注首先选用高能弹射孔挤活性水不压裂投注方式，对于部分物性差、渗透率低的注水井采取不同规模、不同方式的压裂投注，提高地层的吸水能力。压裂投注井压裂段吸水好，非压段吸水差或不吸水，使吸水剖面变得不均匀，将进一步加剧地层的非均质性，加重注水的指进现象，引起注入水单向推进，导致沿裂缝方向油井很快被水淹。而高能弹射孔挤活性水不压裂投注不易形成尖峰状吸水，有效吸水厚度增加，提高了水驱效率，同时可以避免注入水颗粒、运移粘土颗粒等沿裂缝进入油层深部形成堵塞。实际分析认为压裂投注方式的主要缺点有3个方面，一是吸水剖面不均匀，容易造成油层尖峰状吸水，影响开发效果；二是在开发后期的注水过程中，一旦油层发生堵塞，解堵难度增大； 三是投注费用高。2.2.3 精细的水质处理工艺

油田注入水水质的好坏，注入水水质必须与油田地质特征、储层孔渗特征及流体特性相适应。柳林探区长6油层属于典型的超低渗油层，长6储层表现为弱速敏、中等偏强水敏、中等偏强盐敏和中等偏强-极强酸敏。本区总体注水量小，注入速度慢，对储层的伤害可以忽略；注入水如为原油脱水，则水敏、盐敏问题就小，而注入水如为淡水，就要认真考虑水敏、盐敏的问题。区内具有偏强-极强酸敏。在今后油井或注水井处理时，也要避免向地层注入酸性溶液。根据水源状况，从油田实际出发，注入水水源为油田采出水，采用同层污水回注的方式进行注水，既可避免注入水与地层水不配伍引起的地层伤害，同时也减轻了污水负担。

3 结论

（1）柳林探区经过几年的注水开发取得了巨大的成绩，为陕北特低渗透油田的注水开发闯出了一条新路子，为陕北油田的持续稳定发展提供了新的思路。

（2）柳林探区注水以来，解决了特低渗透油田注不进水的一系列难题，克服了自然环境恶劣等条件，使油田注水工作平稳发展。经过注水实践证明，在陕北特低渗透油田注水，尽管地层条件复杂，地面条件恶劣，但是，只要方法得当，流程合理，特低渗透油田仍可以注进水、注好水，而且能见到明显的注水效果，提高采油速度及油田的采收率。

参考文献

[1] 金拴联，蒋远征，杨秋莲，孙艳妮，曲春霞，李克永，安塞油田注水开发技术研究[J]，西北地质，2008（01）