基于单砂体的低渗透砾岩油藏细分注水政策研究

朱 亚 婷

(中石油新疆油田分公司勘探开发研究院， 新疆 克拉玛依 834000)

基于单砂体的低渗透砾岩油藏细分注水政策研究

朱 亚 婷

(中石油新疆油田分公司勘探开发研究院， 新疆 克拉玛依 834000)

油层跨度大、小层多的油藏存在剖面瞬时动用程度低的问题，难以满足精细注水要求。以新疆油田低渗透砾岩油藏百21井区克下组为研究对象，在单砂体及生产动态特征研究基础上，研究不同类型砂体吸水厚度和层数动用特征。结合油藏典型井组的数值模拟研究，界定了合理注采界限指标下细分注水的渗透率级差下限，优化了分注级数。以此为分注参照标准，调整实施后分注效果明显。

单砂体； 低渗透； 砾岩； 细分注水； 注水政策

百21井区克下组是一个受断裂控制的构造-岩性低渗透砾岩油藏，平均沉积厚度210 m。在生产目的层S7、S8砂层组，发育16个小层，平均有效厚度为13.4 m，孔隙度为13.2%，渗透率为30.3×10-3μm2。1981年采用350 m井距四点法面积井网投入注水开发，初期水井平均射孔段数为14段，吸水剖面瞬时动用厚度一般低于60%。随着注水时间延长，吸水剖面厚度动用变差且层间动用差异增大，产液厚度降低，水驱效果变差[1-3]。为了指导油藏精细注采调控、改善水驱效果，本次研究中对该油藏储层单砂体的空间展布进行了精细刻画，结合油藏工程与典型井组的数值模拟，制定该油藏细分注水政策[4-10]。

1 储层单砂体的刻画

单砂体的精细刻画，是以山麓洪积沉积为指导模式，首先确定单砂体垂向期次、横向拼接关系和尖灭位置，再通过横向剖面对比分析井间砂体连通性及连通砂体空间展布情况，油水井之间的注采对应关系及产吸剖面资料可验证井间砂体的连通状况。

百21井区克下组16个小层共识别出448个含油单砂体，按照单一砂层组合为99个含油单砂体。依据单砂体发育规模、砂体宽度、厚度、渗透率及与产能的关系，将单砂体分为4类。表1所示为百21克下组单砂体分类静态特征。表2所示为百21克下组单砂体分类动态特征。

Ⅰ类砂体为连片状 — 宽条带状的大规模砂体，其面积大于3 km2，砂体宽度500～1 200 m，一般大于2个井距，数量有58个，储量占比为48%，产油量占比为60.9%，注水量占比为67.2%，含水率、采出程度、水淹程度均较高，属油藏动用的主力砂体类型。

Ⅱ、Ⅲ类砂体为宽 — 窄条带状的中等规模砂体，其面积为0.6～3.7 km2，砂体宽度为200～500 m，一般1～2.5个井距，数量有105个，储量占比为40%，产油量占比为35.8%，注水量占比为31.0%，含水率及采出程度中等，部分砂体水淹程度较高，属油藏动用的次主力砂体类型。

表1 百21克下组单砂体分类静态特征

表2 百21克下组单砂体分类动态特征

Ⅳ类砂体为孤立水道或砂体，其面积为0.2～1.3 km2，砂体宽度为100～300 m，一般为0.5～1.5个井距，数量为151个(占比48.1%)，储量占比为12%，产油量占比为3.3%，注水量占比为1.8%，含水率、采出程度很低，砂体水淹程度弱，属油藏动用的非主力砂体类型。

山麓洪积沉积相的特点，使得这4类砂体在单砂层内交错发育，从而导致剖面动用程度偏低，精细注水调控难度较大。

2 细分注水政策研究

综合考虑剖面上各类砂体发育数量及类型、射孔段数、砂体连通及隔夹层发育状况等因素，提出以下注水原则：对于Ⅰ类砂体，尽量控制注水，提高注水效率；对于Ⅱ、Ⅲ类砂体，按照物性相近原则进行层间组合，加强注水，提高剖面动用程度；对于Ⅳ类砂体，将其作为非主力砂体，按照就近原则与其他砂体组合。通过油藏工程与数值模拟综合研究，来确定注水井细分注水的渗透率级差下限及最优分注级数。

2.1 吸水剖面动用特征

(1) 吸水剖面无明显的主力动用特征。Ⅰ类砂体数量少而Ⅳ类砂体数量较多，因此，吸水剖面资料显示除个别大砂体吸水连续性好之外，其余砂体没有明显的主力动用特征表现。分析15口井连续测试的吸水剖面资料，其洛伦兹曲线基本一致。图1所示为典型注水井1361井洛伦兹曲线。曲线形态为“两段”式：在累计厚度百分数60%以下，随着厚度增加，累计吸水百分数增加较快，可达80%左右；在累计厚度百分数60%以上，随着厚度增加，累计吸水百分数增速减缓。60%的累计厚度百分数对应累计吸水百分数80%，表明累计厚度百分数达到60%以后，提高剖面动用厚度的难度开始加大。

(2) 剖面厚度动用大于70%时渗透率级差小于9。利用上述15口井剖面资料，建立图2所示渗透率级差和累计吸水动用厚度的关系，剖面厚度动用大于70%时渗透率级差小于9。

图1 典型注水井1361井洛伦兹曲线

图2 渗透率级差和吸水动用厚度关系

2.2 分注级别优先原则

分析分注级别不断上调的39口注水井吸水剖面资料，结果显示：三级3层分注吸水厚度动用可达55.1%，比二级2层分注厚度动用提高11%，而五级5层分注吸水厚度动用可达64.4%，比四级4层分注厚度动用提高8%。考虑到随着分级分层的提高厚度动用提高的幅度及分注检配合格率下降的状况，建议分注级别以四级4层为最优。图3所示为不同分注级别情况下厚度动用状况。图4为不同分注级别情况下检配测试合格率。

2.3 分注渗透率级差下限和最优分注级别

(1) 典型井组的选择和数值模拟模型的建立。根据油藏的油水运动状况，确定典型井组的选井原则：位于主要沉积相带；剖面矛盾突出；Ⅰ — Ⅵ类砂体均发育，隔层发育；注水过程正常，分注前后注水井组产吸剖面资料丰富。确定油藏中北部1361井为典型井。

图3 不同分注级别情况下厚度动用状况

图4 不同分注级别情况下检配测试合格率

图5 1360-1361-1386-1330A井组群模型

(2) 分类单砂体合理注水强度的确定。对1361井不同分注级别的砂体组合进行分析，认为随着分注级别的提高，分注段间渗透率级差总体是变大的。

由Ⅰ类砂体在不同注水强度下累计产油量和含水率、地层压力的变化预测结果可以看出：注水强度为0.6时，虽然含水上升最低，但地层压力下降快；当注水强度增加到1.0时，地层压力稳中缓慢上升趋势，但含水上升速度快，累计产油量低。当Ⅰ类砂体注水强度为0.8时，累计产油量最高，含水上升缓慢，地层压力下降缓慢。因此，确定Ⅰ类砂体合理注水强度为0.8。图6所示为I类砂体不同注水强度下预测的累计产油量、含水、压力变化曲线。

由Ⅱ、Ⅲ类砂体在不同注水强度下的累计产油量和含水率、地层压力变化预测结果可以看出：随着Ⅱ、Ⅲ类砂体注水强度的增加，地层压力缓慢恢复，含水缓慢上升，累计产油量缓慢增加，注水强度增加到1.4时，含水上升明显，累计产油量增幅下降。当Ⅱ、Ⅲ类砂体注水强度达1.3时，累计产油量最高，含水上升缓慢，地层压力缓慢恢复。因此，确定Ⅱ、Ⅲ类砂体合理注水强度为1.3。图7所示为Ⅱ、Ⅲ类砂体不同注水强度下预测的累计产油量、含水率、压力变化曲线。

(3) 分注渗透率级差界限及分注级别优化。1361井组不同分注级别在合理注水强度状况下预测的生产指标可以看出，随着分注级别的提高(分注段间渗透率级差变大)，累计产油量越高，含水上升越慢，即分注级别越高越好，但变好的幅度减小。预测指标表明四级4层提级至五级5层后，累计油量和含水率变化幅度非常小，因此该井组分注级别提高四级4层以上后，分注对生产影响变小。此时，四级4层分注段间渗透率级差小于9.0。图8所示为1361井不同分注级别下预测的累计产油量、含水率变化曲线。

结合前述吸水剖面资料特征分析，确定百21井区克下组的最优分注级别是四级4层，分注渗透率级差不超过9。

图8 1361井不同分注级别下预测的累计产油量、含水率变化曲线

3 实施效果分析

在精细刻画单砂体及细分注水政策研究的基础上，确定下一步的精细注水原则：(1)在渗透率极差大于9的注水井实施分注，分级级数控制在四级4层左右；(2)单卡Ⅰ类连通砂体，优化组合中—弱连通的Ⅱ、Ⅲ类砂体；(3)配合不同类别单砂体注水政策(见表4)。

表4 百21井区三叠系油藏不同砂体及注采技术政策

以井组为单元分小层、分区进行单砂体注采连通分析，调整注水井分注结构，进一步完善砂体注采对应关系。采用偏心工艺分注提级共54井次，分注率由87.7%提高到93.1%，提级后平均单井分注级数由2.2提高到3.2(中部和北部主力生产区达到四级4层)，水驱储量动用程度由42.3%提高到54.3%，提高了12个百分点。

以此渗透率级差下限和优化的分注级数为低渗透砾岩油藏的细分注水参考标准，在百21井区三叠系克上组和百口泉组油藏推广实施，水驱状况明显好转，水驱储量动用程度由48.1%提高到57.1%，预测采收率恢复了2.8个百分点。

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Study on Subdivision Water Injection Policy of Low Permeability Conglomerate Reservoir Based on the Research of Single Sand Body

ZHUYating

(Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay Xinjiang 834000, China)

The instantaneous extent of cross section is low in reservoirs with large span and small layer, so it is difficult to meet the requirements of fine water injection. Taking low permeability conglomerate reservoir of Bai 21 Oilfield, Kexia Formation as our research target in Xinjiang Oilfield, based on the study of single sand body and dynamic production characteristics, the characteristics of different types of sand body water absorption thickness and the number of used layers are studied. Combined with the numerical simulation of typical well group in reservoirs, the permeability difference of dispensing under the reasonable injection production limit index is determined and the dispensing level is also improved. This is used as a reference standard, and the effect of injection is significantly improved after the implementation of the adjustment.

single sand body; low permeability; conglomerate; subdivision water injection; injection policy

2017-04-25

中国石油天然气股份有限公司科技重大专项“砂砾岩油藏提高采收率技术研究与应用”(2012E-34-07)

朱亚婷(1968 — )，女，高级工程师，研究方向为油藏工程。

TE357

A

1673-1980(2017)04-0013-05