花土溝油田精細注水開發實踐及認識

張慶輝，屈信忠，柳金城 ，陳曉冬，李國艷，姚 泉

(中國石油青海油田分公司勘探開發研究院，甘肅敦煌 736202)

花土溝油田精細注水開發實踐及認識

張慶輝，屈信忠，柳金城 ，陳曉冬，李國艷，姚 泉

(中國石油青海油田分公司勘探開發研究院，甘肅敦煌 736202)

花土溝油田為典型的長井段薄互層復雜斷塊油藏，非均質性嚴重，油水關系復雜，注采對應差，注水單層突進，地層壓力下降快，產量遞減幅度較大。為了改善該油田的水驅開發效果，在精細油藏描述的基礎上，通過實施改善水質、完善井網、層系細分、水井分注、剩余油挖潛等精細注采調整工作，水驅控制程度和油藏動用程度得到提高，地層壓力穩中有升，自然遞減率下降，綜合開發效果得到了明顯改善。

花土溝油田；油藏描述；注水開發；剩余油；油水分布

1 油田基本情況

花土溝構造是柴達木盆地西部坳陷區獅子溝-油砂山背斜帶上的三個淺層高點之一，地下構造復雜、斷層發育，探明疊合含油面積5.9 km2，探明石油地質儲量4 052×104t，油藏埋深256～1 600 m，平均孔隙度19.6%，平均空氣滲透率119×10-3μm2，原始地層壓力4.6～8.3 MPa。

花土溝油田斷層發育、含油井段長、儲層非均質性較強，隨著2002年細分層系注水開發工作的深入，油田地下油水分布變得錯綜復雜，縱向注水不均衡，平面注采不平衡，壓力持續下降，水驅控制和水驅動用程度低，平面上大部分區域欠注，但部分區域存在單層突進現象，產量遞減較快，水驅開發效果變差。2009年以來，在深化油藏地質研究的基礎上，通過油藏精細描述與剩余油挖潛，注采對應關系研究，實施強化注水的注水開發策略，油田開發效果趨于好轉。

2 精細油藏描述，夯實地質基礎

2.1 深化儲層認識，挖掘非主力層潛力

通過對已有井的精細地層對比和二次測井精細解釋研究，重新明確花土溝10個油組215個小層的油砂體分布圖，發現花土溝油田存在部分一次解釋為干層或油水同層或未解釋的漏失油層，漏失油層中既有常規油層，也有低阻油層和薄差油層。通過對2005-2010年70口典型井綜合解釋結論變更情況分析，70口井共718層次1 275 m井段原解釋結論為干層或油水同層或未解釋，經綜合分析解釋為差油層或油層。其中差油層474層，占總層數的66%，厚度比例為55.6%；油層244層，占總層數的34.0%，厚度比例為44.4%。

花土溝油田X油組，含油面積2.18 km2，地質儲量91.75×104t，主要巖性為泥巖、粉砂質泥巖、粉砂巖，以灰色泥巖為主，表現為弱的水動力條件，屬于淺湖-半深湖沉積，形成于中新世主要成湖期；油組內砂巖單層厚度絕大多數小于2 m，平面上具有西厚東薄的特點。到2012年底共有15口油井只在X油組薄差層射孔投產，取得了較好的產能，平均單井日產油1.96 t，含水20.6%；根據目前資料和投產情況揭示，X油組的10號～15號小層具有較好產能，X油組薄差層是花土溝油田下步重點的挖潛方向。

2.2 量化剩余油分布規律，明確潛力方向[1-2]

2.2.1 量化小層剩余油分布

通過剩余油定性分析(產液剖面、吸水剖面、新井測井解釋)和定量研究(含水分級圖、數值模擬、油藏工程方法)，分析了層系和小層的開采程度、水淹狀況、剩余油在縱向和平面的分布規律以及影響剩余油分布的因素，并對區塊和分層采收率和剩余可采儲量進行了預測。花土溝油田剩余油分布主要是在斷層附近、注采不完善區域、單井控制孤立砂體及油井間的“死油區”。

根據繪制的油砂體圖及產量劈分成果統計分析可知，花土溝油田油砂體地質儲量2 991×104t，累積產油418×104t，采出程度為10.27%，剩余儲量2 573×104t，各油層組儲量分布情況見圖1。

圖1 花土溝油田各油組儲量情況

從油組上看，VI油組剩余儲量最多，為今后重點開展工作的油組。

將油砂體儲量及產量劈分到215個小層，統計分析可知，目前剩余儲量大于30×104t的小層共11個，占總小層數的5.1%；這些小層剩余儲量之和為514.26×104t，占總剩余儲量的20%。這些小層為今后重點挖潛的對象。

2.2.2 搞清縱向、平面油水分布規律

2006年以來，積極開展井間示蹤劑測試，到2012年底完成了55個井組的示蹤分析，為研究地下油水運動規律提供了直接可靠的依據。

(1)縱向油水運動規律。油田縱向上層多層薄，10個油組可劃分為7套開發層系，見表1；沉積儲層類型多樣，從Ⅷ～Ⅹ油組的淺湖、半深湖亞相沉積到Ⅳ～Ⅶ油組三角洲前緣亞相沉積再到Ⅰ～Ⅲ油組三角洲平原亞相沉積，縱向上不同類型及物性砂體疊置，混注混采導致縱向上產吸的不均衡。即Ⅰ～Ⅳ油組總體吸水強度要高于Ⅴ～X油組，意味著1上、1下、2上層系物性好于下部，局部井點見效較好，但需控制避免過早水淹。砂體規模大小與平均吸水強度沒有正相關，反而是大規模砂體由于注采井網相對完善、吸水井點多，通過合理調整，平均吸水強度不高，這類砂體水淹弱；倒是部分小規模砂體，如果處在較好沉積相帶上，吸水強度大，易于發生水竄水淹。因此，縱向上需對吸水好的小砂體油層加強控制。

(2)平面油水運動規律。平面上油水運動主要受控于沉積微相發育分布特征及注采井網配置。花土溝油田屬于辮狀河三角洲―半深湖沉積體系，各種微相類型多、分布復雜、橫向上相變快，造成地下油水運動規律比較復雜。應用示蹤劑測試，可以判斷注水水流方向，明確注采井間關系。油田在2006年開展了18個井組的示蹤劑監測，所選注水井分布在各個層系均有(除0層系)，監測結果對油水運動規律分析提供了可靠依據。根據監測結果，油田平面油水運動具有以下一些特征：大砂體注入水波及面積大，水推進速度慢，具有一定水驅優勢方向；分流河道砂體水推進速度較快；斷層開啟影響注水效果，存在沿斷層面水竄現象。

表1 花土溝油田開發層系與油組對應關系

3 精細注采調控，改善開發效果

3.1 調整原則

(1) 以層系為單元實施綜合治理，按照井組由下至上、由主體到邊部的原則逐步展開；

(2)充分利用現有井網，適當補鉆調整井和更新井；

(3)優先實施注采井組的優化調整，對跨層系井進行調整歸位；

(4)注重水井治理先行，治好一口水井，搞活一大片；

(5)井組統籌考慮，按矛盾大小順序治理。

3.2 調整思路

(1)0、1上層系以注水開發試驗為基礎，一是通過新鉆井提高井網控制程度、建成產能，二是利用下層系井上返開采。

(2)1下、2上、2下層系立足現有井網，在局部未受井網控制區域部署少量調整井，提高油藏水驅控制和水驅動用程度，同時井網密集地區層調上返。

(3)3層系以抽稀井網為主，提高注采井數比，局部地區通過老井轉注完善注采井網，重點治理高含水油井。

(4)4層系縱向上細分開發層系，解決井段過長、縱向矛盾突出的問題；平面上在局部未受井網控制區域部署少量調整井，提高油藏水驅控制和水驅動用程度。

3.3 主要做法[3-4]

3.3.1 優化注水水質，實現“注好水”

花土溝油田具有“中等速敏、較強水敏、中等-強酸敏及堿敏”的特征，對注入水質的要求比較高。為此，在花土溝注水站南泵房清水端新增紫外殺菌裝置兩套，安裝過濾裝置兩套，保證注入水質符合《油田注水管理規定》；建立了簡便實用的石灰乳現場檢測方法，用于杜絕藥劑質量問題而引起的水質波動現象，現場實施后見到較好效果；針對花土溝北山回注污水機雜沿程升高的現狀，積極開展分水器和水支線清垢工作，建立從水源至注水井口水質監測點共56個，使水質達標率達到95%。

3.3.2 細分開發層系，減緩層間矛盾

花土溝油田4層系包括Ⅶ、Ⅷ、Ⅸ、Ⅹ4個油組74 個小層280多米含油井段，小層間的儲層物性差別大，滲透率級差達到了73，層間矛盾突出，縱向動用不均，水驅控制程度53%，水驅動用程度32%，采油速度0.44%，開發指標較差，影響整個油田的開發效果；4層系地質儲量采出程度13%，剩余地質儲量765×104t，滿足層系細分要求，分為兩套層系開發：將Ⅶ油組用一套井網開發；Ⅷ、Ⅸ、Ⅹ三個油組用一套井網開發，并采用優先射開Ⅹ油組生產，適時補射開Ⅷ、Ⅸ油組開發；共新鉆油井23口，水井14口，轉注油井4口。利用兩套開發層系48個注采井組，水驅控制程度提高到68%，水驅動用程度提高到46%，年產油由2.55×104t提高到3.61×104t，改變了之前用一套層系開發效果差的狀況。

3.3.3 降低無效水循環，提高注入水利用率

由于層間矛盾突出及高滲層、大孔道的存在，水驅油效率下降，油井含水高，注入水利用率低。根據3、4層系的65個井組動態分析并結合示蹤劑監測結果，Ⅵ-5等10個小層單層突進嚴重，小層平面上大面積水淹。因此，重點對這些小層做工作，對油井實施卡堵出水層164井次，對水井控制高滲層注入量115井次，實施調驅措施43井次，使存水率由0.6提高到0.8，有效提高了注入水利用率。

3.3.4 針對零星小斷塊，完善注采井網

花土溝油田斷層發育，地下構造被斷層復雜化，存在很多小斷塊。這些斷塊含油面積小，斷塊內井數少，處于小斷塊中的油井存在有采無注現象。雖然斷塊數量多，但整體儲量不容忽略。自2009年以來，針對零星小斷塊的特點，對七套開發層系的注采井網逐一進行分析，利用部分低產或高含水的油井實施轉注，建立小注采系統，提高水驅儲量，完善小斷塊10個，增加水驅控制儲量98×104t，取得了較好效果。

3.3.5 精細井組動態分析

首先從產量遞減快、矛盾突出的典型井組入手，分析注采平衡、壓力平衡、含水上升變化情況，結合油層物性和連通狀況由點及面地開展分析，把注水井的注水狀況和吸水能力及與其周圍有關油井之間的注采關系分析清楚，找出油、水井的各種矛盾及其原因，并對有關油、水井分別提出具體的調整措施，制定有針對性的、現場上切實可行的調整意見或治理方法，真正做到“一井一法、一組一策”，改善井組的開發效果。

4 取得的效果

(1)油田產量保持平穩。自2009年以來，油田年產油穩定在16×104t左右，產量快速下降的趨勢得到扭轉。

(2)產量遞減控制較好。自然遞減率和綜合遞減率分別由2009年的14.37%、9.18%，降低到2012年的8.7%、5.5%，開發形勢變好。

(3)注水井分注率由60.0%提高到77.1%，分注合格率由52.0%提高到85.6%，水驅控制程度由72.1%提高到76.1%，水驅動用程度由36.2%提高到47.7%，油水井連通狀況好轉。

[1] 周琦.薩爾圖油田河流相儲集層高含水后期剩余分布規律研究[J].石油勘探與開發，1997,24(4):51-53.

[2] 計秉玉.喇薩杏油田高含水期提高采收率的主要技術對策[J].大慶石油地質與開發, 2004,23(5): 47-53.

[3] 李忠江,杜慶龍,楊景強.高含水后期單層剩余油識別方法研究[J].大慶石油地質與開發,2001，20 (6)：58-61.

[4] 徐安娜,穆龍新,裘懌楠.我國不同沉積類型儲集層中的儲量和可動剩余油分布規律[J].石油勘探與開發,1998，25(5)：39-42.

編輯：李金華

1673-8217(2015)01-0079-04

2014-08-06

張慶輝，1984年生，2012年畢業于中國石油大學(北京)油氣田開發專業，現從事油氣田開發方面的研究工作。

TE357

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