姬塬油田R区D1油藏水驱控制因素研究及治理对策探讨

2016-11-12杨健王军锋许志雄黄新翠蔡涛刘辉林田发金刘可范鹏

石油化工应用 2016年10期

关键词：底水质性水驱

杨健，王军锋，许志雄，黄新翠，蔡涛，刘辉林，田发金，刘可，范鹏

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）

姬塬油田R区D1油藏水驱控制因素研究及治理对策探讨

杨健，王军锋，许志雄，黄新翠，蔡涛，刘辉林，田发金，刘可，范鹏

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）

为提高R区D1油藏注水开发效果，本文针对R区D1油藏水驱控制因素进行研究并提出下步治理方向，通过储层物性特征分析及动态特征分析，充分结合动态监测资料应用及水驱效果分析认为该区D1油藏水驱动力为混合水驱，受底水及注入水双重作用。该区水驱主要受控因素较多，各部位水驱见效受控因素及见效见水受控因素不同，主要受控因素有储层平面非均质性、层内非均质性影响、层内隔夹层影响、与底水接触关系影响、初期改造方式不同影响、射孔完善程度不同影响。结合不同部位的不同受控因素，提出各部位合理的治理措施及治理方向。

水驱；控制因素；治理对策

R区D1油藏主砂体方向呈北西南东向展布，油层较稳定，含油性好。油藏中部存在构造鞍部，含油性变差，两侧鼻隆带含油性较好，属于岩性～构造底水油藏，油层厚度较大［1，2］。D1平均砂体厚度34.63 m，D11砂体厚度15.76 m，已动用含油面积20.6 km2，地质储量1 128.94×104t。D12发育为水层。

1　储层特征

1.1岩性特征

R区D1油藏以长石砂岩为主，少量岩屑长石砂岩。填隙物成分有水云母、绿泥石、方解石、铁方解石、浊沸石及硅质等，含量15%左右。粒度主要以细砂岩、中-细砂岩为主，其次为粉-细砂岩，分选较好。

沉积物的粒度分布特征可直接提供沉积时的水动力条件。R区D1油藏为辫状河三角洲平原沉积，辫状河三角洲平原粒度曲线常见的为二段式，其中跳跃组分含量90%，斜率60°，悬浮组分含量约10%，代表分流河道砂岩，水动力条件较强。

图1　D1油藏孔隙度-渗透率交汇图

图2　D1储层声波时差-孔隙度关系图

1.2储层物性特征

R区D1储层平面、剖面非均质性较强。D1油藏孔隙度分布在3.5%～16.5%，平均为12.1%，中值为12.6%（见图1），主要分布在10%～15%。渗透率分布在0.01 mD～39.0 mD，中值为1.92 mD（见图2），主要分布在0.5 mD～10.0 mD，按照碎屑岩储层孔隙度、渗透率划分标准，本区D1储层主要属低孔-特低渗储层，含少量低孔低渗储层。

1.3断层发育情况

R区D1油藏断层较为发育，均为正断层，多以地堑式组合出现，识别7条断层，断距为15 m～45 m，断层延伸长度为3 km～5 km，方向为北西西向，主体为北西-南东向展布。

油藏分布在鼻状构造隆起带上，受断层影响，断层下降盘油藏不发育。在断层的影响下油藏重新调整。

1.4砂体连通性

R区小层微相发育齐全，属辫状河三角洲平原沉积，微相有分流河道、天然堤、分流间洼地，其中分流河道和分流间洼地最为发育。D1油藏砂体发育好，平均小层厚度47.89 m，砂体厚度34.63 m，其中D11平均小层厚度23.07 m，砂体厚度15.16 m，D12平均小层厚度24.82 m，砂体厚度19.47 m。

断层相隔部位，即不受断层影响部位，砂体连通性好，且构造变化较缓，油层连通性较好，油水井对应关系明确。但是在沉积微相上靠近河道侧翼和分流间湾的边井，连通程度差。

1.5储层非均质性

储层非均质性较强。平面非均质性：D11储层平面非均质性较强，油藏中部储层物性相对较好，边部物性变差。孔隙度分布在3.5%～16.5%，平均为12.1%，如渗透率分布在0.01 mD～39.0 mD，平均为1.61 mD。

剖面非均质性：D11储层单砂体内部渗透率的变化比较复杂，有正韵律型、反韵律型以及由正、反韵律叠加组成的复合韵律型3种类型，以复合正韵律型为主。

2　目前水驱效果评价

2.1目前水驱效果评价

注水开发后，随着采出程度增加，含水规律性上升；逐渐强化注水，存水率逐渐上升；由于注水开发时间短，水驱指数、耗水率随着采出程度的增大上升较快，水驱指数较低。

东部注水开发后，含水快速上升，持续优化注水政策，开展剖面治理，目前含水随采出程度增加规律性上升；存水率逐渐上升；但水驱指数、耗水率随着采出程度的增大上升较快。

中部注水开发后，目前含水保持稳定，与油藏东部存水率相近，但水驱指数、耗水率大于油藏东部，水驱效果较油藏东部差。

西北部、西南部注水开发时间较短，存水率为负值，耗水率逐渐增大，主要靠自然能量补充，目前注水开发水驱效果较差。

R区D1油藏前期依靠自然能量开发，弹性能量水驱；投入注水开发后，混合能量水驱（底水、注入水），但是水驱指数及存水率较小，说明注入水驱动未占主导地位，开发效果很差；逐渐强化注水，水驱指数上升，存水率缓慢递增，目前区块累计注采比仅为0.68，开发效果有所改善。

2.2压力保持水平、水驱动用程度评价

水驱动用程度由58.6%上升到60.4%，平均吸水厚度由6.57 m上升到6.64 m，油藏东部、中部水驱动用程度较西北部、西南部高，但保持水平仍较低。水驱动用程度平面分布不均矛盾突出。

地层能量保持水平由81.3%下降到75.4%，油藏东部、中部水驱动用程度较西北部、西南部高，但油藏东部、中部压力有所下降。压力保持水平平面分布不均问题突出。

3　水驱受控因素分析

3.1储层物性影响

R区D11储层物性主要受沉积作用的控制，油藏中部沿主河道方向储层物性相对较好，向河道两侧物性变差。

A2井位于河道中部，A3井位于河道侧翼，D11层储层物性剖面对比来看，A2井D11渗透率级差3.48，A3井D11渗透率级差4.85，A2井与A3井对比，较为均匀。A2井历年吸水剖面变化图可看出，水驱动用程度逐年上升，由50.5%上升到62.7%再上升到63.5%，且相对较为均匀；A3井历年吸水剖面变化图可看出，水驱动用程度逐年下降，由73.3%下降到21.9%，且高渗段吸水量逐渐加大，吸水状态逐渐转变为尖峰状吸水，剖面水驱问题逐渐加剧，导致井组油井含水上升速度加大。

3.2底水接触影响

R区D1油藏局部底水连片发育，油水层之间具有稳定层：油、水层之间直接接触，通过平面分布图可看出，与底水直接接触类井主要分布在区块西北部、中北部、东南部和南部，比例为32.3%；与底水间存在0 m～2 m隔层类井以条带状分布在西部和中部，比例最小，为7.7%；与底水隔层大于2 m类井比例最大，为60%，在区块西南部、东部呈连片状分布，西北部零星分布。

3种接触类型初期递减差别较大（见图3），前3个月初期递减相近，前6个月与底水隔层大于2 m类井递减最大23.7%，前9个月递减持续增大，但递减增大速度有所下降，前12个月递减缓慢下降，分析认为底水隔层大于2 m井初期无弹性能量补充，持续递减，后期转注水开发后，能量保持水平缓慢上升，降低递减；与底水直接接触类井和与底水间存在0 m～2 m隔层类井前12个月递减缓慢上升，但相对较小，说明前期靠弹性能量水驱，转为注水开发后，为混合能量水驱（见表1）。

图3　不同接触类型前12个月递减变化图

表1　D1油藏分类见效统计表

注水开发后，隔层大于2 m类井见效比例较大，且见效见水比例较小，见效周期相对较短，主要受注入水水驱；与底水直接接触类井和与底水间存在0 m～2 m隔层类井见效比例及见效周期相近，主要受底水能量水驱。

3.3隔夹层影响

根据岩心观察资料及测井资料分析，D1储层层内夹层发育普遍，主要有泥质夹层和钙质夹层两种类型，以泥质夹层为主。通过对单井夹层的识别研究，24%的井D1砂体中无夹层发育，发育夹层的井数占总井数的76%。有夹层发育的井其夹层数一般为1～2个，厚度一般为0.5 m～3 m，平均为1.82 m。

在平面上油藏南部比北部夹层较发育，厚度较大；东部比西部夹层更为发育。纵向上，夹层厚度较大区域夹层频率较高，东南部、中南部局部夹层频率较高，发育两个夹层以上。

夹层纵向分布频率高的井见效效果差。夹层频率较高的区域夹层厚度普遍较高，见效井主要分布在夹层频率较小的区域，钻遇夹层频率大于2的井有9口，未见效井8口，1口微见效。

A4井与A5井均为压裂投产井，射孔程度均为20%，且初期改造参数相近，A4井发育0.5 m夹层，A5井发育两个隔夹层，1个0.6 m夹层，1个3.5 m隔层，从吸水剖面状态可看出，A4井吸水厚度8.1 m，水驱动用程度83%，A5井吸水厚度3.5 m，水驱动用程度40%，A4井水驱效果较好，可以得出夹层分布频率高或夹层厚度大于2 m井，井组水驱效果较差。

3.4平面非均质性影响

根据渗透率非均质参数的计算结果，R区D11储层物性的平面非均质性较强，单井渗透率变异系数达0.84，突进系数达8.6，级差达58.8。从渗透率KH频率分布柱状图等值图可以看出（见图4），主要分布于10～25，平面KH分布不均。从渗透率级差平面分布图可看出，油藏渗透率平面分布不均，西南部最高，油藏中部较油藏边较好，平面非均质性较强。

图4　D11油藏KH频率分布柱状图

由于储层平面非均质性强，渗透率、孔隙度等储层物性较好部位初期产能相对较高，但由于水驱不均影响，受效不均，造成油藏油井含水上升或持续递减，从井组水驱前缘测试结果可看出，位于优势方向上的油井缓慢注水见效，递减趋势受控。位于主次优势水驱方向上，水驱前缘发展趋势不明显，距离水驱前缘比较远，见到注水效果应该比较微弱，不在水驱主次优势方向上的油井无见效趋势。

3.5层内非均质性影响

由于该区D1油藏储层单砂体内部渗透率的变化比较复杂，有正韵律型、反韵律型以及由正、反韵律叠加组成的复合韵律型3种类型，导致剖面水驱效果较差，以复合正韵律型为主。

R区D1油藏水驱储量控制程度逐年增加，但保持水平较低，结合区块注水井吸水剖面可看出，多数尖峰状吸水，剖面吸水状况较差（见图5）。D1油藏吸水状况逐渐变差，2014-2015年尖峰状吸水占所测总井数43.5%，水驱不均现象突出，水驱动用程度较低，略有下降，由54.2%下降到53.5%，平均吸水厚度由6.2 m下降到6.0 m（见图6）。

图5　D1历年水驱动用程度/控制程度图

图6　D1吸水剖面分类型统计图

3.6改造方式影响

R区D11储层依据与底水接触关系及隔夹层频率/厚度不同，采取不同改造方式。与底水直接接触、与底水之间隔夹层小于2 m的井主要采取酸化改造，共计31口井；与底水相隔2 m以上井主要采取压裂投产方式，共计130口井，酸化井主要位于西北部，油藏中部与底水直接接触部位。

两种改造方式井见效情况不同，压裂改造井见效井次68口，见效比例52%，与初期产能对比，占初期产能70%；酸化改造井见效井次14口，见效比例45%，与初期产能对比，占初期产能59%，可以看出，压裂改造井受注入水水驱作用大于酸化改造井。

R区D1西北部隔夹层厚度小与油藏中部，主要发育1段隔夹层，局部发育2段及以上隔夹层。分隔夹层不同厚度见效对比图可看出（见图7），大于2 m以上隔夹层见效井比例大于其他两种类型，见效比例：与底水直接接触见效井比例44%，占初期产能比例58%；存在隔夹层，与底水接触距离为0 m～2 m见效井比例42%，占初期产能比例66%；与底水接触距离大于2 m见效井比例52%，占初期产能比例72%。隔夹层发育不同频率见效对比图可看出（见图8），发育1段隔夹层见效井比例大于其他两种类型，见效比例：发育1段隔夹层见效井比例53%，占初期产能比例75%；存在隔夹层，发育2段隔夹层见效井比例47%，占初期产能比例60%；发育3段及以上隔夹层见效井比例40%，占初期产能比例59%。

图7　分隔夹层不同厚度见效对比图

图8　隔夹层发育不同频率见效情况对比图

3.7射孔完善程度影响

R区D1油藏不同射孔方式对水驱效果影响较小，直接射孔井水驱动用程度41.7%（见图9），酸化改造井水驱动用程度68.6%，压裂改造井水驱动用程度52.7%，三类不同改造方式井，水驱动用程度整体保持较低水平。从不同改造方式吸水剖面状况可看出（见图10），主要以尖峰状吸水为主，与改造方式关系较小。

图9　不同射孔方式射孔程度/水驱动用程度图

图10　不同射孔方式吸水状况柱状图

储层主要受射孔程度低影响，造成水驱动用程度较低，历年水驱动用程度持续保持较低水平，目前水驱控制程度74.8%，水驱动用程度53.5%；且历年尖峰状吸水比例高，剖面水驱不均矛盾突出，A6井射孔完善程度20.1%，历年水驱剖面变化情况可看出，吸水剖面逐渐变差，尖峰状吸水矛盾逐渐加剧，水驱动用程度由47.6%下降到44.3%下降到38.2%下降到37.3%，吸水强度逐渐加大，易造成注入水单向突进，造成井组油井受效不均，且含水突升，造成水淹。R区D1油藏平面水驱不均现象突出，油藏中部水驱动用程度高于其他部位。