周矶油田岩性油藏开发实践与认识

郭威

摘要：关于岩性油藏的合理开发问题，一直困扰当今油藏开发工作者。周矶油田的周16井区为一岩性油藏，通过油藏开发工作者不断的实践积累和深化认识，挖掘岩性油藏的剩余油，为开发后期提高采收率做出了贡献。从理论和实践两方面研究探讨周16井区开发的成果和后期稳产潜力，从井网部署、注水强度、注水方式、整体措施、采油工艺配套技术等方面进行了深入的分析和探讨，并就今后周16井区的稳产方向进行了论述。

关键词：岩性油藏；非均质；注水开发；井间剩余油

中图分类号：TB

文献标识码：A

doi：10.19311/j.cnki.16723198.2016.13.091

1 地质概况

周16井区位于潜江凹陷周返断裂带周矶断层上升盘南部联盟断鼻，其南部被盐岩遮挡，形成了向北倾伏的盐脊鼻状构造。

周返断裂带潜43油组构造为一向东北抬升的斜坡，周16井区位于南部，含油层系为潜432，向东南方向抬升并逐渐尖灭，为一岩性油藏，驱动类型属弹性水压驱动。

周16井区断鼻构造为荆河镇组沉积时期盐层的塑性流动形成的盐隆鼻状构造，潜43油组为三角洲前缘亚相沉积，砂体在此相继尖灭；同时该区位于潜北地区周矶生油次洼中，油源充足，因此该区潜43油组是形成上倾尖灭油藏的有利区带。

经研究表明，周返断裂带物源来自西北方向的荆门地堑，潜43与车挡断层上升盘的王场油田西区-王广属同一物源，周16井区处于砂岩尖灭线附近，因此物性相对较差，为低渗透油藏。

2 开发现状与特征

2.1 开发现状

（1）试采阶段（1994年8月至2006年9月），天然能量开采，初期产量高，产量递减快。

（2）产建上产阶段（2006年10月至2009年12月）整体部署，投产油井16口，2007年10月日产油量达到高峰值94t/d，同时立足早起注水，注水井6口，确保了油田上产。

（3）局部调整、见效稳产阶段（2010年1月至2011年12月）随着注采井网的不断完善，部分油井见效，油田进入见效稳产阶段。

（4）控水稳油阶段（2012年1月至目前）油井见效后见水导致含水迅速上升，产量迅速递减，为控制含水上升速度，降低了井区的注采比，井区进入控水稳油阶段。

2.2 开发特征

通过多年的开发和实践，我们对周16井区注水的见效情况进行了系统的统计，总结出油井的见水见效特征。使我们对周矶岩性油藏-周16井区有了更全面的认识。17口油井，14口井明显见效，13口井见注入水，8口井水淹，平均13个月见到注水效果，见效后9个月见注入水，水淹井见水后平均10个月水淹。

（1）井区采取边缘和点状注水方式，由于平面非均质性严重，水线推进优势方向明显。如周16斜-4-3于2007年12月投注，通过水驱前缘测试水线推进方向沿西南方向为裂缝优势方向，位于西南的周16斜-5-5井2008年7月开始见效，日增油达到了2.9t/d，随后2009年9月见到注入水，含水上升较快，上升达到32.3%，见到注入水后很快2009年12月本井水淹。使得井区平面上注水方向性强，主要水线推进方向为北东-南西向，平行于主断层方向。

（2）在一线水井水淹后，水线推进的优势方向油井液量、油量上升明显，随后中部高产井含水上升较快。平面上，注水沿物性好、厚度大的优势方向推进，使得水线快速向优势方向推进，短期来看使得油井液量、油量上升。但对目前来看，中部高产区水淹后，平面上现有井网已失效，不能很好的适应开发。例如，在2015年上半年，我区进行了多次动态调水。首先，对井区全部油井进行停注，使油井含水上升趋势有所缓解，动液面也缓慢下降，然后又出现油井能量不足，液量下降现象，随后逐步恢复注水。先把西北方向对井区影响最大的周16斜-4-3水井恢复，观察油井变化，再对东部的周26和周16斜-8-6恢复，不断调整注水方式和工作制度，来摸索合理的方法。但是水线已经推进至砂体中部，中部高产井已经含水上升，检测液面上升，使控水稳油难度增大。2015年3月以来，从动液面检测资料，一线水淹油井液面都有回升趋势。

3 开发存在的问题

平面矛盾突出，注入水单向突进严重。周16井区的开采油层属于低渗透油藏，区内平面非均质性较强，油井均是压裂投产，注入水在平面上主要沿高渗透带或裂缝方向呈线状推进，使高渗透带和处于裂缝附近油井高液量高含水，而低渗透带油井低能低液，长期见不到注水效果，水驱效果差。

（1）油井产量集中，砂体中部高产井已经高含水。由于周16井区产量集中在砂体中部，采用砂体边部注水，随着注水开发进行，一线油井均已水淹，使得水线已推进至砂体中部的高产井上，使得区块产量下降明显。通过对周16井区油井含水与采出程度关系研究，整个开发历史整体水驱趋势比较平稳，但在2011年开始水驱趋势变差。

（2）注水方向性强，含水上升与能量下降矛盾突出。一线油井水淹后，为控制砂体中部油井含水上升，从2012年起井区整体控制注采比，随之井区油井液量下降。由于液量下降进行多次注采调整，例如，在对东部水井上调注水后，砂体中部含水上升较快，但下调东部注水后，砂体南部能量不足。

（3）油水井对应关系复杂，注采调整困难。周16井区开发多年，井网部署相对比较完善，见水见效特征明显，当对一口水井调整时，同时会对多口油井影响，而且注水方向已经产生注水通道，日常调整注水强度，不能解决目前问题。例如，周16斜-6-6油井，同时有三个方向的水井对应（周16斜-4-3、周16斜-6-7、周32），当油井含水上升时，或者能量不足时，调水工作难度增大。

4 解决对策

（1）动态调整，老井稳产。全区继续高度检查油水井资料，及时进行动态调整，稳定老井产量。

我们通过对注采比与含水上升率关系的研究，发现当注采比大于1.2时，含水大幅上升，含水上升率大于10。当注采比小于1.0时，水驱效果亦有变差趋势。摸索合理的注采比，控制在1.0至1.2之间，优化注水方式，可以适当使用脉冲注水，平衡含水上升和能量不足的问题。

（2）水驱不均匀区域。针对受平面非均质性影响水驱不均衡，水驱流线固定的问题，通过注采调整，优化产液结构。首先，对于水线推进过快的水井，更改生产制度。其次，通过井网调整等方式“拉水线”，改变注水优势推进方向，扩大波及面积。例如，针对注水方向性强，我们可以对周16斜-4-3井西北和东部两个方向部署2口新井，分散水线向砂体中部推进。

（3）改变现有的井网部署。随着注水开发的推进，原有井网已经不能满足现有的开采需要，今年3月份对砂体中部中心油井周16斜-6-6进行转注，改变固定水驱流线，重新建立流体场。

5 结论

（1）周16井区进入开发后期，由于平面的非均质性，高渗区已经高含水，通过结合动态开发深化油藏认识，重新建立注采井网，提高油藏采收率。

（2）周16井区为低渗透油藏，平面有一定的非均质性，整体注水差异大，在低渗区注水压力高，井筒常年保持高压，导致注水井井况不良，注水难度大，需要及时治理问题水井，确保紧跟后期注采调整，真实明确的反映出调整状况。

（3）周16井区受岩性尖灭线和平面非均质影响，以及长期注水水线锥形推进影响，井间存在非高渗区的次级渗透区，合理部署井网，开采井间剩余油，后期进行滚动评价、寻找井间剩余油发现“隐藏”油带，同时可以缓解平面上的注采矛盾。

参考文献

[1]蔡希源，李思田等.陆相盆地高精度层序地层学[M].北京：地质出版社，2003.

[2]潘元林，张善文，肖焕钦等.济阳断陷盆地隐蔽油气藏勘探[M].北京：石油工业出版社，2003.

[3]金海英.油气井生产动态分析[M].石油工业出版社，2010.