大凌河油藏注水方式探讨

衣云宁

摘 要：曙二区大凌河油藏为近源物质快速堆积形成的水下扇，发育多套含油层系且各自有独立的油、气、水组合，断裂系统复杂。而早期少井多注的开发方式造成剩余油分布高度分散。通过实施井网完善、轮替注水等技术实现了区块高效开发。

关键词：完善注采;轮替注水;剩余油分布复杂

1  地质特征

油藏开发目的层为沙河街组三段大凌河油层，埋深1350-1850m，平均深度1675m，含油面积为4.5Km2，地质储量为1504×104t。

1.1构造特征

油藏基本形态为一由西北向东南倾没的斜坡，倾角为9。，闭合高度为250米。构造内有10条主要断层把曙二区大凌河切割成10个大小各异的断块，断层不控制沉积，但控制油、气、水的分布。

1.2沉积特征

油层属于洪水期近源物质快速堆积形成的水下扇，呈现为多套深水浊积岩体与深水湖相泥岩互层沉积组合，纵向上总体分四套砂体，大Ⅱ、大Ⅲ砂体普遍发育，是全区的重要产能区。

1.3储层特征

油藏孔隙结构属于中孔、中渗、细吼不均匀型，孔隙度22.36%，渗透率349×10-3μm2。油藏岩性以砂砾岩和砾状砂岩为主，胶结类型以孔隙式为主，岩石结构的主要特点是粒度粗，分选差，颗粒磨圆度差。油层泥质含量较高为13.9%。

1.4流体特征

油藏原油粘度平均为88.6（50℃）mPa.s，凝固点为15.8℃，比重为0.9068，含蜡量为10.7%，沥青+胶质含量为28.4%;地下原油粘度为59.95mPa.s，原油密度为0.896，原始油气比为24m3/t。地层水属NaHCO3型，矿化度3875mg/l。

2  开发历程及开发现状

1978年投入开发，早期含水上升速度较快，1985年进入稳产阶段，但由于注入远大于产出，累积注采比一直大于1.50。1991年进入产量递减阶段，2010年以来进一步完善注采井网，开展层间轮替周期注水，区块递减得到减缓。

截止到2015年12月共有油井55口，开井39口，日产液1163t，日产油55t，综合含水95.3%，采油速度0.14%，采出程度12.42%，可采储量采出程度77.2%;共有水井38口，开井23口，日注水887m3，月注采比0.78，累积注采比1.06。

3  油藏开发存在的主要问题

3.1油层平面发育不稳定，井网完善难度大，储量动用不均

油藏属于近源物质快速堆积形成的水下扇，砂体透镜体分布，横向连通性差，油层发育不稳定。一是平面上大Ⅱ、大Ⅲ、大Ⅳ三个主力油层组不重叠，西北部主要为大Ⅱ组，东北部为大Ⅳ组，南部Ⅱ-Ⅲ组发育较好，大Ⅳ组相对较差;二是同一油层组内部砂体分部仍不稳定，油气水系统相互独立;三是二区大凌河油层与下伏杜家台油层共用一套开发井网，井网井距不规则，造成平面储量动用不均衡。统计三个油层组平面动用状况，无注水区域内油井低产或关井，平均单井产液量12t，含水75.3%;其它注水区域水窜严重，储量动用程度相对较高，如曙2-7-006等区域单井产液量高达55t，含水98.4%。

3.2油层纵向非均质性强，水窜现象严重，纵向动用差异大

油层非均质系数为15.94，变异系数为0.8609，油层非均质性严重。受储层物性影响，纵向动用程度差别较大，主力油层组大Ⅱ、大Ⅲ整体动用程度相对较高，动用程度达85%以上，大Ⅳ动用相对较差，动用程度只有75%，但各油层组内单层水窜严重，小层动用极不均衡，而且单层厚度大的小层内注入水也沿高渗条带突进，加剧了层内纵向动用差异。

4  油藏开发潜力分析

4.1平面剩余油分布规律研究

一是构造高部位、局部构造高点及构造边角存在注水未波及的剩余油富集区域;二是受注采井网完善程度影响，注采井网不完善或原注采井网完善后井况损坏区域，剩余油较富集;三是受油水井工作制度和井距不配套影响，在储层物性较好的连片分布油层中仍有部分注水未波及到的剩余油。

4.2、纵向剩余油分布规律

一方面受储层物性的层间差异影响，纵向动用程度差别较大，主力油层组大Ⅱ组、大Ⅲ组整体动用程度相对较高。另一方面受层内非均质性影响，存在层内未水淹及弱水淹区。由于单层厚度较大的小层内在注水开发初期注水強度大，造成注入水沿层内高渗条带突进，其他相对低渗部分弱水淹。

5  开展的主要工作及效果评价

5.1提高油藏注采井数比，探索“多点少注”的注水方式

转注原则：一是按油、气、水组合完善注采井网，对油藏的大Ⅱ、大Ⅲ、大Ⅳ三套油气水组合分别进行注采井网完善;二是分别对大Ⅱ组的3个主砂体，大Ⅲ组的4个主砂体按砂体单元完善注采井网;三是结合剩余油分布、微构造微幅度完善注采井网。

依据以上完善注采井网原则，优选了3个单元进行注采井网调整，转注4口井，转注初期平均单井日注水60m3，年增注水4.32×104m3，共有5口井见到增油效果，初期日增油5.5t，年累增油640t，有6口油井日产油保持稳定。

增加7个注水井点后，通过“多点少注”的方式实施注水试验：主体部位注水量保持在1100m3/d左右，平均单井注水压力由8.2MPa下降到7.3MPa，单井日注水量由80 m3下降至60 m3，受水窜影响严重的油井由10口下降到6口。

5.2开展水井复注措施，探索边部注水方式

在构造低部位通过恢复先前认为无效、低效注水井点，加强正向微构造注水，在高含水区域寻找有效复产井点。通过对边部2口以前认为无效、低效的不正常水井通过了分注、检分注复注，并制定了精细调配水方案，日增注水80m3，年增注水量1.0×104m3，2个注水井组的2口油井不同程度的见到增液效果，产液量增加了20t/d，产油量保持稳定并略有上升。一是通过恢复注水油井产量较为平稳，如水井曙2-6-314为无效注水停注井，实施地面分注恢复注水，油井曙2-06-10井见到了注水效果，初期日增液11t，日产油略有上升;二是通过长停井复产，提高油藏产油量，如曙2-6-317井1993年9月高含水关井，下Φ56mm泵复产，日产液40t，日产油1.4t，含水95.6%，已累增油350t。

5.3针对不同砂岩组探索强弱间注的注水方式

配合高、低构造部位调整注水结构，实施以强弱间注为主的多种注水方式，共实施8口井24井次的强弱间注，9口井27井次的层间轮替周期注水，有12口油井日产油保持稳定，10口油井见到增油效果，累增油953t。

6  结论

6.1通过完善注采井网、增加平面水驱井点可改善油藏开发效果。

6.2在不同砂岩组内部开展不同的注水方式，可有效控制油藏含水上升速度。

6.3下步可开展调剖解决层内水窜严重矛盾，改善水驱效果。

参考文献：

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