新溝油田非常規儲層注水開發探索與實踐

蘇繼鋒

（長江大學，湖北 荊州434023）

引 言

伴隨世界油氣需求的持續增長與常規油氣產量的不斷下降，具有較大資源潛力的非常規油氣逐漸成為油氣開發新領域。江漢油田非常規油氣資源的發現始于1971年的鹽間泥質白云巖，因工藝及技術條件限制未實現大規模開發。另一非常規油氣資源是2012年3月發現的新溝嘴組泥晶白云巖油藏，目前主要依靠天然能量衰竭式開采，地層壓力下降快。如何實現該油藏經濟有效的開發、提高采收率，已成為下步開發工作的重點。新溝嘴組泥晶白云巖油藏注水開發的探索與實踐，對江漢油田乃至世界其他同類型非常規油氣藏的開發具有重要的理論和現實意義。

1 地質概況

新溝油田地理位置位于湖北省監利縣新溝鎮境內。構造位置位于潛江凹陷西南丫角－新溝低凸起（圖1），斷層發育，總體為斷層復雜化的斷塊、斷鼻構造。斷層的走向、斷距、延伸長度各不相同，但大都對油層起封隔作用。

圖1 新溝油田構造及地理位置圖

新溝油田主要含油層系為下第三系新溝嘴組下段Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油組。其物源來自潛江凹陷西北部的漢水物源，Ⅱ油組屬于湖浸沉積時期，三角洲沉積向岸退去，半深湖沉積面積逐漸擴大，屬低位域沉積，是較為安靜的水體環境。儲層巖性主要以泥晶白云巖為主，夾有薄層泥巖，同時夾有石膏，形成互層。儲層主要發育在湖泊與三角洲前緣之間的過渡帶，是機械沉積與化學沉積共同作用的結果。該層也是良好的生油層，屬于自生自儲類型。膠結物以白云質、灰質為主，平均含量24.3% ，膠結類型以孔隙式為主，粘土成分為伊利石和綠泥石，平均孔隙度為13.7% ，平均滲透率為0.21×10－3μm2，屬于中－低孔超低滲儲層。研究表明，新下Ⅱ油組屬于源儲共生，累計厚度大，分布穩定，開發潛力較大。

2 開發歷程及特征

2.1 開發歷程

2.1.1 發現階段

在新溝油田二次開發過程中，通過大量電測曲線的對比及錄井資料的分析，發現在新溝地區新下Ⅱ油組特殊巖性的泥灰巖夾砂泥巖分布廣泛，泥灰巖具有豐富的油氣顯示，對比后優選新135井做大型壓裂試驗，壓裂單采下后，日產油達到了2.5t。隨后在新二區優選新79斜－3井，外圍新76、新30井試油復查，同樣在新下Ⅱ油組獲得了產能，從而發現了新溝非常規儲層。

2.1.2 試采階段

一方面對已研究區域部署直井和水平井評價各層的含油性和產能，摸索合理的開采方式；另一方面繼續對非常規儲層進行滾動勘探，分別在有利區部署評價井、探井，并利用老井試油復查，初步確定了新下Ⅱ油組的含油面積（圖2）。

圖2 新溝油田Ex下Ⅱ油組含油面積圖

3）注水試驗階段。通過新79斜－7井組1注4采的點狀注水，新87井區8注12采的行列注水井網對新溝非常規儲層的注水開發規律進行研究。

2.2 開采特征

1）油井壓裂獲得一定產能。新溝泥晶白云巖油藏油井均采取壓裂投產，水平井試采效果好于直井，水平井產能約為直井的3倍。

2）油井投產即含水，平均含水80% 左右。但三套層系產能差異大，平面上存在“甜點”區域，新一區主力層為新下Ⅱ第三套層，平均含水85% 左右，新二區主力層為新下Ⅱ第一套，平均含水55% 左右。

3）油井產量遞減明顯，天然能量不足，初期遞減快，年遞減50% 左右，后期遞減減緩進入低速穩產期。

3 注水開發探索與實踐

3.1 注水開發的可行性評價

3.1.1 注水開發效果

以江漢油田鹽間泥質白云巖為例，超前注水或同步注水方式采油能夠獲得較高的生產能力。實施注采試驗6個井組，其中4個井組見效，受效率達66.7% 。其中王云3斜－5－7井先期注水1年6個月后，王4新斜11－4C投產，投產后保持較長時間的穩產開發，目前日產油仍保持在2t。

3.1.2 室內巖心試驗

通過對新斜1171井取心段6塊巖心的潤濕性分析，綜合認為新溝地區巖石親水，有利于注水開發；天然裂縫大多被石膏充填，多為無效縫，以基質型儲層為主，注水開發不會發生大規模水竄；根據室內實驗結果，新溝白云巖水驅油效率較高，具備水驅動用條件，注水開發可提高采收率7% 。但儲層同時表現為中等－強速敏、中等偏強－強水敏。因此，建議注水開發前進行注入水水質配伍性試驗，提出具體的水質指標并嚴格控制注采速度。

3.1.3 注入水配伍性試驗

通過對新二站產出污水、淺層清水及二者混合水進行室內離子分析、相互的配伍性及與地層巖石配伍性研究，提出新溝油田注入水水質標準指標和注水要求：在目前新下II注入水水源不足的情況下，建議實施清污混注。新二站在站內進行清污混合，去除懸浮物后回注儲層，各種采出水單體及混合水均存在嚴重結垢趨勢，勢必產生大量垢物，必須制定合理的水處理措施：一是對站內現有加藥系統進行改造，延長藥劑溶解時間；二是篩選合適的水處理藥劑，藥劑應包括阻垢劑、殺菌劑及緩蝕劑，其中清水中投加防膨劑及阻垢劑；三是新改造的水處理工藝中，應選擇8μm以下過濾器。

3.2 新79斜－7井組注采試驗

新79斜－7井組利用新79斜－7井打塞補孔壓裂E2x22（5）注水，與周圍油井新79斜－4、新79斜－5、新79斜－8和新71井形成1注4采注采井網，日注水30m3，初期注水壓力12.5MPa，目前15.0MPa，累計注水19 335m3，鄰井雖未明顯見效，但遞減速度變緩，特別是新71井投產后連續6個月穩產在2.3t／d。

3.3 新87井區新下Ⅱ油組注水試驗

2014年在新87井區開展注水試驗，采用交錯排狀驅的面積注水井網，500＊80m、500＊120m井排距整體部署，共投注水井8口；投產油井10口（含水平井1口），與2口老井一起，形成8注12采行列注水井網（圖3），水驅控制程度100% ，多向受效率達89.8% 。

圖3 新下Ⅱ油組注水先導試驗區部署圖

3.3.1 地層吸水狀況分析

井區初期注水井平均注水壓力13.5MPa，目前注水井平均注水壓力16.1MPa，啟動壓力在14MPa以上，測得的吸水指示曲線呈線性關系，各井視吸水指數存在差異，平均視吸水指數140m3／MPa·d；裂縫性水驅前緣測試顯示，在注水井未壓裂增注條件下仍存在裂縫，裂縫方向主要為北東向。

3.3.2 分層吸水能力分析

根據已測8口井11個井次的吸水剖面成果，各井Ⅱ1、2小層吸水能力不同，吸水狀況層內不均勻，西部井組Ⅱ1小層吸水能力稍好于Ⅱ2小層；東部井組Ⅱ1小層吸水能力差于Ⅱ2小層，表明存在吸水差異。分析認為與射孔井段內裂縫位置有關。

3.3.3 油井受效情況分析

根據砂體西部4口注水井注示蹤劑取樣結果，對應8口油井中有6口井見到示蹤劑，見劑的方向與地應力及裂縫方向沒有明顯的相關性，見劑油井沒有明顯見效反應，均呈現液量下降含水上升的趨勢，產量遞減趨勢與天然能量開發油井相似。砂體東部高含水區域4口井中有2口油井出現了液量明顯上升的動態變化，其中新54斜－42井的液量與注水井新57斜－41的注水呈現出明顯的對應關系，但未見到增油量，井組見效見水規律有待進一步觀察。

4 結論與建議

1）泥質白云巖室內評價顯示注水開發具有可行性，采收率可提高7%。

2）新79注采井組雖見效不明顯，但井組產油量遞減減緩。

3）新87井區注采試驗井組，無論是油水井生產動態還是動態監測資料均顯示油水井有一定的對應關系，但未見到明顯增油效果，見水見效特征需繼續觀察。

4）礦場試驗與室內評價存在一定差距，特別是注入水質相對實驗室有很大差別。因此，下步應進一步做好注入水與地層的配伍性研究，嚴格按照水質標準注水，同時對現有注水井進行平面和縱向的注水量和注水方式的調整，進一步摸索注采規律。

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