特低渗厚层底水油藏精细注水研究

2019-09-10祁久红

石油研究 2019年12期

摘要：松滋油田复Ⅰ断块红花套组油藏位于江陵凹陷区域性大断层万城断层的升盘，其油藏类型独特：为中深层、特低渗透、厚层砂岩底水油藏，红花套组储厚度大，平均120m，储层内部泥质夹层发育，夹层较薄，一般0.2-0.8m，平面上不连续，纵向上分布不稳定，主要呈环带状分布在含油构造的东北冀。采用一套井网开发，表现出自然递减大、能量严重不足的问题，在精细地质研究的基础上，提出了细分小层研究，将一套厚层细分为三个小层，在此基础上加强了水驱研究。首先针对其为底水油藏，通过研究合理的避水高度，充分利用边底水能量，同时通过数值模拟研究，找出单井注水开发存在的主要问题，并通过改变注水方式、合理的注采比、水井酸化增注等调整方式实现区块注水“量”的精细。在此基础上，通过水型配伍性研究，引入自来水做补充水源，并增加了超滤膜装置，实现分质分压注水。

关键词：红花套组;特底渗底水油藏;精细注水;超滤膜

松滋油田复Ⅰ断块红花套组油藏位于江陵凹陷区域性大断层万城断层的上升盘，含油面积1.69Km²，地质储量320.59×10⁴t，标定采收率26.0%。其油藏类型独特：为中深层、特低渗透、厚层砂岩底水油藏，从油藏储层物性和流体性质看属于常温常压系统下低密度低粘油藏。红花套组储层空间展布北厚南薄、西厚东薄，储层厚度大，平均120m，纵向上整体较均质，但上部物性相对较差，平面上中东部储层物性最好，西部、北部储层物性相对较差，储层内部泥质夹层发育，夹层较薄，一般0.2-0.8m，平面上不连续，纵向上分布不稳定，主要呈环带状分布在含油构造的东北冀。

复Ⅰ断块红花套组油藏自2008年投入开发，采用一套开发层系，表现出表现出自然递减大、含水上升快等问题，本文从隔夹层作用、水驱影响因素、合理的生产压差等最因素的研究入手，通过对松滋油田复Ⅰ断块红花套组油藏内在规律的深入认识，探索特低渗透油藏高效开发模式。

1.松滋油田复Ⅰ断块红花套组油藏注水

松滋油田复Ⅰ断块红花套组油藏开发表现出自然递减大，含水上升快，分析认为主要问题有以下三点：①是平面上儲量控制状况合理。但动态资料表明夹层具有封堵作用，导致夹层发育区纵向上储量控制程度不够。②是由于油井避水高度大，且物性较差，导致底水能量未充分利用，而由于物性差，注水水源不足，不能建立有效趋替，由于注入水和底水都未建立有效驱替，导致红花套地层能量下降幅度大，能量下降是自然递减大的主要影响因素。

2、开发调整研究

红花套油藏类型特殊，针对其自然递减大，稳产形势严峻的问题。我们首先加强了地质研究，根据地质研究的结果综合调整，最终达到控自然递减的目的。

2.1 细分小层提高储量控制程度

红花套初期设计为一套层系开发，由于隔夹层的发育以及物性较差，导致储量纵向控制程度低，且由于动态监测资料反应夹层对油水纵向运动具明显的封隔作用。因此我们想通过隔夹层细分小层，提高红花套储量控制程度。

2.1.1夹层识别与分布研究

低渗透厚层底水油藏储层中隔夹层既影响流体的垂向渗流，也影响水平渗流，并制约油田开发的注采层位和射孔层段。通过取心井建立隔夹层测井识别标准，对单井隔夹层进行系统识别，并做多井对比，从而得出隔夹层空间分布特征。

SH8-X18井取心证实有5层明显的泥岩夹层，厚度0.2～0.8m，其孔隙度、渗透率与油层有明显差异，还存在物性夹层（如图2-1-1）。

夹层测井曲线识别：

本次研究中主要是应用岩心、录井、测井资料来识别夹层，并以测井资料为主。通过对本区取心井岩心观察和岩屑录井描述表明，该区发育泥岩夹层和物性夹层两种，两种夹层具有不同的测井响应特征。

泥岩夹层：厚度一般大于0.5m，自然伽玛≥65API，密度大于2.5g/cm3，声波时差较上下地层明显变小，典型值≤210μs/m，电阻率值明显高于围岩，微电阻率出现高尖峰（如图2-1-3）。测井识别泥岩夹层厚度≥0.2m。

物性夹层：厚度一般小于0.5m，40API≤自然伽玛<65API，密度大于2.4g/cm3，声波时差较上下地层明显变小，典型值≤220μs/m，电阻率值较围岩略高，微电阻率低幅或高尖峰。

2.1.2精细小层对比

结合录井、测井以及岩心分析，制定了红花套组油藏细分层原则：

①、隔夹层发育区域高部位，选定大斜度井、水平井的导眼井（SH8-X18导和SK8-17导）为标准井;

②、单层厚度大于10m（考虑单小层挖潜的水平井钻遇率和经济动用厚度）;

③、目前已投产大斜度井、水平井射开层位原则上单独划分为一个小层。

根据细分层标准，开展了全区小层精细对比。建立对比剖面骨架网，在全区开展地层对比。在隔夹层发育区域尽量依据隔夹层进行细分。隔夹层不发育区域，通过与东部井对比，硬性劈分厚层砂岩。最终将红花套组分为3个层，并编制每个层的含油面积图和夹层分布图。夹层分布图如图2-1-4至2-1-5所示。

在完成了井区小层分层之后，对全区的井进行了归位，通过以上工作就明确了各小层的潜力区。在潜力区提出了钻新井和补孔措施，例如SH8-P25井，平面上距离SK8-17井仅60m，纵向上相距7.2m。在SK8-17井累积采油32257t的情况下，SH8-P25井投产后，气大、井涌，日产油17t，截止目前累产2.2216万吨，邻井生产动态无变化，证实隔夹层具有良好的封堵作用，目前日产油量仍然稳定在15t水平，含水为16.6%。

第二种措施是老井补孔，例如SH8-X18井，补孔层与原生产层间隔层仅0.6m，补孔后油量上升，含水下降幅度大，通过上面两类措施可以看出细分层有效可行。

2.2 改善水驱开发效果

2.2.1 降低避水高度利用底水能量

首先从物模实验中，我们可以看到由于隔夹层的存在，可以大大减缓含水上升的速度，如图2-2-1所示。

红花套底水体积为11.4倍，具有一定的底水能量，由于物性较差且避水高度较大，导致底水作用有限，改善水驱首先要利用好这部分能量。首先我们通过生产实际观测到，对特低渗透底水油藏，其含水上升规律表现的中高渗底水油藏明显不同，预防底水突破不是其主要面临的问题。通过数值模拟研究当储层厚度大于40m之后，避水高度对动态影响较小，避射厚度稳定在20m左右。如图2-2-2所示。在避水高度大的东南部钻新井SH9-P15，投产后不含水，验证避水高度大，物性差，底水无法上托补充地层能量，受泥浆污染初期日产油8吨，未获预期产能。

2.2.2 加强人工注水研究

首先结合井区内单井油井测压资料、单井沉没度、产量递减规律，将全区分为三类，其中Ⅰ类为能量充足区、Ⅱ类为能量不足区，Ⅲ类为能量严重不足区，其中Ⅰ类区立足天然能量开发，Ⅱ、Ⅲ加强人工注水。

1.无水井对应的能量不足区

无水井对应的能量不足区，以井网完善为主，调整工作量：转注1口，通过调整注采对应率从65.8%上升到68%;待转注井1口，通过注采调整，形成了边部注水+点状注水相结合的注采井网。转注后，纵向和平面井网完善程度提高。

2.有水井对应的能量不足区

通过数值模拟解剖，找出4个在注井组注水见效差的主要原因，通过数值模拟解剖，得出结论，影响注水不见效主要有两个方面的的原因：一是欠注;二是底部注水不能形成有效驱替。

针对这两个原因，主要做了以下调整：

①将底部上托改为层段对应注水

首先根据前面地质认识，将红花套一套厚層细分为三个小层，后经过数值模拟与生产实际的结合来看，底部上托注水效率低，难以形成有效驱替，因此我们将底部上托的注水方式改为层段对应注水。

②计算了单井的合理注采比

由于红花套的井大部分为边部注水，注入外外溢外溢量较大，且由于井网不规则，每个井组都有其特殊性，针对这一情况，我们对每个井组进行了模拟，计算了合理的注采比。

③引进超滤膜注水工艺，改善水质

根据合理的注采比的计算，得出红花套合理的日注水平为140方，而红花套的日产水仅70方左右，因此，需要引入补充水源。

针对红花套为特低渗油藏，其储层易受外来固体颗粒堵塞和外来液伤害的特点，首先开展了水型配伍性实验。实验结果显示：红花套组采出污水配伍性最好，其次是长江水或自来水。其它水源配伍性差，如图2-2-3所示。在补充水源确定的情况下，结合区块物性资料，提出了红花套分质分压注水系统改造流程，东部物性较好区域采用红花套采出污水，在同兴站集中处理;西南部物性较差区域采用自来水为主，中渠河水作为补充，实现分质分压注水。