黄沙坨油田注水开发特征
时间：2020-09-12 08:44:12 来源：天一资源网 本文已影响 人 
黄沙坨火山岩油田注水开发实践
马 强作者简介
作者简介：马强（1980—），男，助理工程师，辽宁省阜新市人，2003年毕业于大庆石油学院石油工程系，现在辽河金马油田开发公司生产技术科从事油气田生产管理与研究工作。电话：0427-7806771；E-mail： starmq@163.com。
（辽河金马油田开发公司，辽宁 盘锦 124010）
摘要:黄沙坨油田是裂缝性边底水火山粗面岩油藏，储层属于裂缝-孔隙型双重介质，裂缝、孔隙等发育的程度、状况控制着油井的生产状态。本文从生产情况统计分析油井累产液、累产水量反映的油井状况，并根据累计生产时间的差异，确定了判定油井近井地层的裂缝发育状况和与边底水的连通状况的主要参数，即油井累产的平均日产液量、平均日产水量，以此为基本观点对黄沙坨油田注水开发进行了分析，并对下步开发趋势进行了预测。
关键词：黄沙坨油田；火山粗面岩；注水；累产液；累产水
Huang shatuo oil field water-flooding application
abstract: Huang shatuo oil field is fractured ignious roughness rock reservoir with boundary water, the container layer is fracture-porosity media, the opened state of the fracrure-porosity can control the production capacity. According to the productivity, this paper having a statistics of the accumulated liquid production and accumulated water production , and analyzing their ralations with the well condition. in another hand, the accumulated production time leading to found out the main parameters for ensuring the nearby formation fracture open state and the communication with the boundary water, it is said that the average daily liquid production and the average daily water production, based on this idea to analyze the water-flooding in Huang sha tuo oil field , and forecasting the next development trend.
Key words: Huang shatuo oil field, ignious roughness rock, water-flooding, accumulated liquid production, accumulated water production
前 言
黄沙坨油田是裂缝性边底水火山粗面岩油藏，渗流通道主要以裂缝为主，油藏开采产量递减大，采收率低。注水开发见效反应不明显，含水上升快甚至暴性水淹，注水后油藏能量可以得到补充，但水驱控制程度、波及范围和注水效果难以把握，国内外火山岩油藏注水成功的先例较少。本文从黄沙坨火山岩油藏的开采特点、注水特征及油井累产状况出发，对油藏的注水开发特征及分析方法进行了分析和总结。
1 黄沙坨油田概况
黄沙坨油田主要含油层系为S3火山粗面岩，属于受构造及岩性双重因素控制的边底水块状裂缝性粗面岩油藏，动用地质储量1043×104t，动用含油面积2.8km2。截止2006年2月，油田采油速度1.01%，采出程度11.08%。综合含水71.35%。地下亏空223.64×108m3。累注21.56×104m3，月注采比0.74，累计注采比0.07。
黄沙坨油藏构造为被界西和黄沙坨两条断层所夹持的断鼻，构造轴向北东－南西向，构造总体向西北倾斜，南高北低。储层为火山粗面岩，依据喷发期次自下而上分为三期。储集空间具有缝洞—孔隙双重介质特征，非均质性强[1]。原始地层压力31.5MPa，饱和压力21.6MPa，地层温度101℃，温度梯度为3.6℃/100m。
2 注水开发不确定性
黄沙坨油田储层属于裂缝-孔隙型双重介质，渗流通道主要以裂缝为主，注入水易沿主裂缝窜进。火山岩油藏注水开发的风险不可避免，注水开发的效果有限，由于火山多期喷发，加之后期冷凝、风化剥蚀、断裂活动的次生改造使储集空间进一步复杂化，多种类型的孔、洞、缝相互交织，储层非均质性强[2]，大大增加了注水动态分析和调整的难度。
图1 黄沙坨中渗储集层油水相对渗透率曲线
相渗曲线表明束缚水饱和度较大为51.6%，表明岩石强亲水；残余油饱和度中等为33.3%，表明原油粘度低易出油；水驱效率为30.7%较低；油水两相区区域较窄，表明油藏可动油饱和度较低，油藏采收率不会高。虽然原油地下粘度小于0.5mpa.s，油水粘度比低，有利于水驱油，相渗曲线表明随含水饱和度增加，油相渗透率下降很快，水相渗透率上升也很快，说明油藏一旦见水水就占据主要流动喉道，抑制油的流动，含水上升很快油井产量大幅度降低，所以水驱效率不会高[3]。
3 油田注水特征
3.1 注水开发方式
根据对油藏的特征及注水适应性的分析，黄沙坨油田的注水原则确定为利用边缘油井，从油藏低部位进行底部注水，结合内部点状注水使水线向油藏内部及高部位均匀推进，以达驱油目的。
3.2 油藏注水特征
3.2.1 油藏纵向上吸水差异
注水井吸水剖面测试结果显示，油藏底部吸水较好，适应底部注水原则。
图2 注水井吸水剖面图
3.2.2 平面水驱波及方向
由于双重介质油藏水驱油机理及地下油水运移状况和波及状况非常复杂，鉴于油藏裂缝发育情况复杂，通过示踪剂监测，证实油藏确实存在不同程度的连通，示踪剂突破时间和注水高差有关，注水高差越小，注水突破时间越短，突破浓度越高，突破速度越大。示踪剂突破时间与区域裂缝走向有关，注入水的走向是优先沿区域主构造裂缝方向向南北两侧推进的。
3.2.3 油藏地层能量回升
注水区域油藏压力在注水初期仍呈下降趋势，由注水前的19.1Mpa下降至18.5Mpa，而后压力回升，区域压力已恢复至20MPa左右，油藏地层能量得到补充恢复。
3.3 影响注水效果的主要因素
3.3.1 裂缝发育程度
火山粗面岩与砂岩的驱替机理不同，裂缝是主要的渗流通道，注水驱油接近活塞式。影响注水效果因素主要是裂缝、孔隙的发育程度及走向，裂缝发育区油井产能高，见水见效快，含水上升快；裂缝欠发育区油井产量低，见水见效慢；裂缝发育区油井来水方向与裂缝走向一致，其注水推进速度快，见效反应明显，。
3.3.2 采出程度
从生产情况看，油井累产液量高，反映井周附近亏空大，地层能量损失大，影响注水后见效的快慢；累采油量高，反映井周附近油层裂缝发育（包括后期压裂改造形成的裂缝），剩余油少，影响见效后的增油效果；累采水量高，反映出水的生产层已经与水源（边底水）之间形成连通，连通的通道之间裂缝发育。
通过计算统计油井、注水井的累产数据，考虑到油井累计生产时间的差异，油井单井的出水规律并不因该井采出程度的升高而呈现升高的变化趋势，黄沙坨油田油、水井的生产效果好坏及注水效果反应快慢、好坏、注水难易程度受参数累积产液量，平均日产液量、累积产水量、平均日产水量的影响和控制。统计得出油、水井注、采效果较好的参数参考值：
累积产液量>10000t，平均日产液量>10t/d；
累积产水量>2000t，平均日产水量>2t/d。
因此，以油井累产的平均日产液、平均日产水为主要参数，表示油井近井地层的裂缝发育状况和与边底水的连通状况。油井平均产液较高说明近井地层的裂缝发育较好；平均日产水高说明油井与边底水的连通性好，边底水易窜进。
3.3.3 其它影响因素
影响黄沙坨油田注水效果的还有构造位置、井别、注水井距、注水高差以及注水时间等因素，注水见效是受多个因素共同作用的结果，这一点与其它各类注水开发油田是普遍一致的。
4 结论及认识
(1)黄沙坨火山粗面岩油藏受裂缝发育状况控制，注入水沿裂缝方向推进，裂缝控制了注水见效程度，裂缝发育区油井产能高，见水见效快，含水上升快；裂缝欠发育区油井产量低，见水见效慢。注入水大部分的走向依然是沿水淹井事先已形成的水道，没有起到驱油效果。
(2) 黄沙坨油田油、水井的生产效果好坏及注水效果反应快慢、好坏、注水难易程度的重要参数为油井的累积产液量，平均日产液量、累积产水量、平均日产水量。
(3)注水开发有效地补充了地层能量，随着注水开发的进一步实施，可以减缓油田递减，提高采收率，改善开发效果；
参考文献：
[1]曹海丽. 黄沙坨油田火山岩油藏特征综合研究[J].特种油气藏，2003，2(1):62～65.
[2]张坤. 欧利坨子-黄沙坨地区粗面岩储层裂缝特征及平面预测研究[J] .特种油气藏，2004，11(2):20～23.
[3]陈元春等.辽河盆地黄沙坨火山岩油藏开发实践[J].新疆石油地质，2006，27(1):71～75.
相关关键词： 油田注水开发
