王场油田78－2井区改善注水效果及对策探讨

许宝安

（长江大学，湖北 荆州434023）

1 概况

王78－2井区位于湖北省潜江市王场镇，范围包括图1中20口油水井，该区构造位于潜江凹陷王场背斜最北端，王场背斜在此向西北方向倾没，向东南方向抬升，王78－2井区与北区属同一构造，被尖灭带相隔，主要受构造和岩性等因素控制，油藏类型为构造－岩性油藏，沉积类型为三角洲前缘亚相；有潜33、潜42下两个油组分布，含油面积1.78 Km2。油层孔隙结构为低渗小孔细喉型，排驱压力和中值压力较高，平均孔喉半径小，孔喉体积比和迂曲度高，属于低渗透油层。王78－2井区仅油层埋深2 160～3 160 m，潜33油组孔隙度14.8%，渗透率为11.0×10－3μm2，潜42下油组孔隙度14.0%，渗透率为6.8×10－3μm2。该井区油层物性差，油井需压裂改造后才能投产。原油具有“三低一高”的特点，即原油密度、粘度、含硫量低，凝固点高。原油密度0.841 g／c m2，粘度9.6 MPa.S，含硫0.2%，凝固点为30℃，属于中低粘度，中质原油油藏。

自2005年8月投入开发以来，2007年2月开始注水，共经历了三个开发阶段：

1）天然能量开采阶段（2005年8月－2007年1月）：该阶段由于初期的强采，造成地层能量下降快，单井产量呈持续下降趋势，平均单井日产油仅7.0 t，与初期平均单井日产油11.0 t相比下降了4.0 t。

2）注水后产量递减阶段（2007年2月－2007年12月）：2007年2月井区进入注水开发阶段，通过井网完善，2007年5月井区产量达到日产最高水平91.0 t。但随着注水的推进，油井含水迅速上升，产量递减快，到2007年12月日产油仅41 t，产量下降幅度达51.6%。

3）低速稳产阶段（2008年1月－目前）：通过对井区的认识，2008年对井区的进行及时注采调整，井区井口日产油稳定在35.0 t左右。

2 影响王78－2井区注水开发效果的主要因素

王78－2井区潜33油组含油面积较小，生产井较少，下面主要介绍潜42下油组。潜42下为低渗透油藏，所有井在投产初期均进行过压裂改造，由于强采，加之注水滞后，且注水后初期注水强度过大，油井含水上升快。

1）天然能量不足、注水滞后，加之初期注水强度过大，是王78－2井区注水开发效果差的原因之一

王78－2井区2005年8月投入开发，2007年2月投入注水开发，且由于高速强采，（初期采油速度达υo＝2.0），地下累积亏空大，油井产量下降快，初期投产的8口油井，初期日产油103.7吨，生产6个月后，日产油降至62.4吨，下降幅度达到39.8%。投入注水开发后，由于油井产量低，初期注水井注水强度过大，致使油井含水上升快。初期投注的5口水井，注水强度都在8 m3／（d·m）以上，最高的达到25 m3／（d·m）（见表1），且最高注采比高达11.2 m3／（d·m），早期的强采强注是导致注水开发效果差的原因之一。

表1 注水井初期注水强度统计表

2）注采井网不完善以及注采井网与地质特征不匹配，是影响王78－2井区注水开发效果的原因之二

王78－2井区潜42下砂体属低渗透油藏，油井初期均进行过压裂改造，人工裂缝发育，由于油水井分布方向与裂缝方向一致，注入水直接与油井沟通，加之注采井网不完善，调整手段有限，致使油井无见效过程，直接见水、水淹。无论从生产特征还是动态监测资料都反映出注采井网与地质特征不匹配，表现出明显的裂缝特征，且有别于其它潜江组低渗透油藏。

生产动态方面：注水井注水后，油井无见效期，直接见水，且见水后水淹快。主要表现在如王78斜－13井于2006年11月压裂后投产，初期日产油15.8 t，不含水，其对应水井王78斜－18井2007年2月投注，初期日注水40方，在注水2个月后，王78斜－13井出现暴性水淹，5天之内含水从15.3%上升至95.6%，日产油由7.2 t下降至0.6 t，动液面由测不出回升至1951 m，由于王78斜－13仅对应王78斜－18井1口水井，注采井网不完善，尽管及时对注水量进行了调整，但含水未得到控制，2007年7月全水关井。为确保二线井王78斜 －6井见效，5月将王78斜－18井由脉冲注水恢复正常注水后，2007年7月王78斜－6井亦出现暴性水淹现象，含水在20天内由6.8% 上升至85.3%，2007年10月全水关井。

对于一般的低渗透注水开发油藏，油井大都能不同程度地见到注水效果，但油井见水后含水上升快，产量下降快。统计王场油田潜四段低渗透油田注水开发的井组，油井见水时间一般在一年以上，个别井组在注水开发的过程中，注入水沿裂缝方向突进，油井含水上升快，造成暴性水淹。而王78斜－18井组注水2个月后即出现见水，且快速水淹的现象，表现为明显的暴性水淹特征。由于压裂缝的存在，加之王78斜－18井组油水井井距较小（250 m），与油井构造高差较小（仅33 m），注入水易沿裂缝方向突进，造成了油井暴性水淹。王78斜－13井与王78斜－6井均经过压裂改造后投入生产，且两井井距较小（260 m），构造高差小（23 m），且王78斜－18、王78斜－13及王78斜－6三口井刚好位于一条直线上，易形成裂缝通道。随着王78斜－13井水淹后，注入水必然沿裂缝方向推进，继而使王78斜－6井水淹。

通过以上分析，我们认为在王78斜－18、王78斜－13及王78斜－6三井间存在裂缝沟通现象，且裂缝方向与构造线夹角基本呈45°左右。

王78斜－17井组也表现出同样的特征：王78斜－17井2007年3月投注，对应油井王78斜－14井2006年10月压裂投产，2007年4月因管柱卡大修未成关井。二线井王78－5C井到2007年5月含水由0上升到33.0%，由于王78－5C井对应3口水井，井网较为完善，及时对王78斜－17井注水量进行下调后，王78－5C井含水得到控制，但油井同时也呈现液量下降，恢复注水后王78－5C井呈现含水上升快，液量上升快，油水井动态反应异常明显。王78斜17井与一线油井王78斜－14井距仅245 m，构造高差53 m，二线油井王78斜－5C井与王78斜－14井井距较小（270 m），构造高差（36 m），且均是经过压裂投产，易形成裂缝通道，一线井王78斜－14停产后，注入水沿王78斜－14井方向继续推进，造成王78－5C井含水上升快。这三口井也位于同一直线上，且与构造线夹角基本呈45°左右。

动态监测资料：2008年5月对王78斜－17井组进行了氚水示踪剂试验，其观察井为：王78斜－13，王78斜－6，王78－5C，在注入示踪剂27天后与其相距510 m的王78－5C井见到明显响应（见表2），其余较近的油井到目前均未见到示踪剂响应。

表2 王78斜－17井组示踪剂响应情况

从示踪剂的反应情况来看，相距较远的王78－5C井见到明显响应，其余较近的油井均未见到响应，证明水线主要沿王78－5C方向，且水线推进速度快（18.52 m／d），呈现明显的裂缝性特征（见图1）。结合王78斜－17井组示踪剂资料及动态反应情况分析，认为王78斜－17－王78斜－14－王78－5C之间存在明显的裂缝特征。

图1 王78－5C井示踪剂响应曲线

综合王78斜－17、王78斜－18两个井组生产特征及动态监测资料分析，王78－2井区裂缝方向与构造线夹角呈45°左右。根据前人对王场油田潜江组注采井距的探索，井距在250 m左右的井网可以较大幅度的提高采油速度和最终采收率，而该区油水井正好位于裂缝方向上，故井距应大于250 m，该区注采井网与地质特征极不匹配。

3 改善注水开发效果的主要做法

3.1 实施周期注水

周期注水形成了不稳定的压力场，使油层产生压力波动，促使油水重新分布，改变液流方向，减缓注入水沿裂缝方向的推进速度，使注入水波及体积加大，从而提高水驱油效率。王78－2井区早期强化注水，油井含水上升快，为了稳定井区产量，2007年以来采取了脉冲注水，既保证了地层压力，又达到了一定程度的控水目的。如2010年1月王78斜－4井液量上升，含水上升，油量由2.7吨下降至1吨，对应水井王78斜－10井由30方稳定注水下调至0－30方脉冲（注5天停5天），再下调至0－20方脉冲（注5天停10天），该井含水得到控制，油量恢复到3吨的正常水平。

3.2 合理部署井网

根据王78－2井区前期的开发经验，避开裂缝方向钻油井1口、水井1口，均取得了较好的开发效果。2009年投产的王78－24井有两口水井对应，至今未见水。2011年5月投注水井王78－32，该井投注后，并适当控制注水强度［4.5 m3／（d·m）］，对应油井王78－8见到明显注水效果，日产油由2.2吨上升到5.0吨，未出现暴性水淹的情况。

4 主要认识及建议

1）裂缝对油田的注水开发有着直接的影响。在油田注水开发中，部署井网时，应考虑天然裂缝、人工裂缝的共同影响。在搞清裂缝分布规律的基础上，要避免将注采井布置在裂缝方向上，尽量使注水驱动方与裂缝方向有一定的夹角，使油井分布在裂缝的两侧，这样可以有效地增大扫油面积，提高油藏的开发效果。若油水井必需位于裂缝方向上时，应保持合理的井距，这是注水开发时应考虑的重要技术对策。王78－2井区下步应避开裂缝分布方向，进行井网重组，挖潜裂缝侧缘的剩余油，若必需位于裂缝方向上时，井距应大于250 m。

2）采用周期注水或脉冲注水是低渗透裂缝性油藏水开发中重要的调整方式，脉冲注水形成的不稳定压力场，有利于改善低渗透裂缝性油藏的开发效果和最终采收率。

3）裂缝对低渗透油田开发的影响具有双重性。一方面能改变地层流体的流动方向，增大渗流截面，提高油井的产能；另一方面又加剧了低渗透油田的非均质性，容易与沿裂缝方向的油井形成水窜，造成暴性水淹。因此，低渗透裂缝性油藏中油水井的压裂改造要处理好利用裂缝和控制裂缝的关系，原则上讲，油井裂缝长度应控制在1／3个井距以内，注水井裂缝长度一般在30～40 m之内，这样可以保持较好的注水波及体积。

4）保持合理注采比能改善低渗透裂缝性油藏的开发效果。经验表明，低渗透油藏初期用1.3－1.6注采比、中后期用1.2注采比能达到较好的开发效果。王78－2井区由于注水滞后，造成地下亏空大，早期加强注水，最高注采比达11.2，远远超出了经验范围，导致注水开发效果差，后期调整注采比后（1.3），生产相对较稳定。

［1］罗平亚，等.我国低渗透油气资源勘探和开发中的若干问题［J］.世界石油工业，1998（4）：10.

［2］刘树明，等.低渗透油层开发措施与效果分析［J］.油气采收率技术，2000（7）：2.

［3］熊琦华，等.储层地质学［M］.北京：石油大学出版，1994：36－73.