影響烏南油田注水開發效果的幾個地質因素

O 董效鋒

（青海油田采油二廠 青海 816400）

影響烏南油田注水開發效果的幾個地質因素

O 董效鋒

（青海油田采油二廠 青海 816400）

烏南油田自1998年在烏4-5井間歇試注水，2002年在烏4斷塊開展規模試注水。雖然該油田已注水開發近10年，但該注水開發效果不是很理想，油井見效緩慢、穩產效果差。本文根據烏南油田近些年的動靜態資料，提出幾個影響該油田注水開發效果的地質因素，為油田確定合理的水井措施、注采井網的局部調整提供依據。

烏南油田；注水開發效果；地質因素；注采井網

烏南油田的油藏類型是斷鼻構造控制為主的巖性構造油藏，油氣層具有薄、多、散、雜的特點，縱向上油層分布長而不集中。該油田經過近些年的注水開發，水驅效果不是很理想，結合實際生產情況及靜態資料數據的研究，本文分析總結出了影響烏南油田注水開發效果的幾個地質因素。

一、儲層物性較差

對烏南油田N21油藏系統取心井的巖石物性分析資料統計分析結果表明，油藏儲層物性變化范圍較大，自淺至深孔隙度和滲透率呈下降趨勢，總體反映了中-低孔、低滲-特低滲的特點。根據取芯、測錄井資料分析，該油田孔隙度平均數值為9.7%；滲透率平均數值為2.54×10-3μm2。孔隙度與滲透率之間存在一定的相關性，但相關程度不強反映儲層滲透率受孔隙結構影響較大。

二、油砂體發育不連片

烏南油田構造復雜，斷層特別發育。儲層以細砂巖和粉砂巖為主，且具有“薄、多、散、雜”為特征。根據目前研究成果，烏南油田油砂體形狀多呈土豆塊狀、土豆狀，少數為條帶塊狀，大部分油砂體，只有2-3口油井控制。例如，從烏南油田Ⅲ油組17號小層油砂體分布示意圖（圖1）上可以看出、該砂體呈條帶狀分布，常規反九點式注采井網，單個注采井組對油砂體的控制十分有限，在主力生產層組上注采連通率較低（圖2），從而造成了注水層位吸水性較差，采油井受效慢，部分井注水壓力較高甚至注不進的局面，注水開發的效果不理想。

圖1 烏南油田Ⅲ-17砂體發育示意剖面圖

圖2 烏南油田烏2-1注采井組注采對應關系柵狀圖

三、儲層非均質性強

烏南油田儲層主要劃分為四個油層組，每個油層組又細劃分為30個小層。各油組的層間非均質性差異較大，特別是各個小層之間滲透率存在較大的差值，整體趨勢是隨著儲層深度的增加，滲透率數值降低。整體來看，Ⅲ油層組小層層間非均質性在四個油層組中最強，Ⅰ和Ⅳ油層組小層層間非均質最弱，Ⅱ油組的小層層間非均質性中等，四個油層組小層層間變異系數在0.4-0.7之間，突進系數分布區間在1.81-3.22之間。

根據測井資料，對烏南油田的儲層平面非均質性參數進行了計算。各油層組的平面非均質性比較嚴重，Ⅰ、Ⅱ油層組平面非均質性相對較弱，Ⅲ油層組為較強非均質性，其滲透率變異系數多數大于1.1，突進系數主要分布在3.1～8.2之間，級差11～72倍。Ⅳ油層組平面非均質性最強，其變異系數多數大于1.23，突進系數主要分布在4.1～10.2之間，級差31～101倍。

在烏南油田Ⅲ、Ⅳ油層組為主力儲層，較強非均質性，直接制約著注水壓力、注水層位的吸水能力、注入水的運動方向、推進速度，這也是影響烏南油田注水開發效果的主要原因之一。

四、儲層潤濕性強

烏南油田潤濕性實驗結果表明（表1），樣品的潤濕性均為水潤濕即油藏巖石親水。巖石親水的油藏在注水開發過程中，最直觀的表現就是采油井見水較快，采油井見水后具有較長時間的油水兩相流動。對于烏南油田低滲主力儲層來說，巖石親水減小儲層毛細管的阻力，有利于注入水進入油藏，但由于該油藏孔道細，導致粘滯阻力也大，造成油水的流動壓力大、流動困難，表現出注水見效周期長，注水開發效果差。

表1 烏南油田儲層潤濕性測定結果表

五、泥質含量高

根據國內外油田開發資料，影響中、低滲透率油層吸水能力的主要因素有以下幾個方面，一是分層系后層段之間的滲透性差異仍較大；二是儲層泥質含量較高；三是在鉆井過程中尤其是高含水期鉆的加密調整井，由于泥漿密度大，浸泡油層時間長，造成近井地帶漸進性堵塞；四是油水過渡帶原油粘度較高，注冷水后造成稠油段堵塞；五是高含水期以低和特低滲透率油層為主要挖潛對象，這部分油層不采取增注措施不能達到注進水或注夠水的標準要求。

根據烏南油田N21油藏的礦物成分全巖分析，烏南油田的N21油藏不同井層的礦物含量有較大的不同，烏5井碎屑巖和碳酸鹽巖類基本上各占40.5%左右，泥質在15%左右；烏12井碎屑巖占37.4%，碳酸鹽巖類占26.8%，而粘土礦物卻高達35.7%，基本上屬于三種礦物各占1/3的狀況；烏14井的碎屑巖占50.7%，碳酸鹽巖類占22.51%，粘土礦物占24.62%，巖心分析井的碳酸鹽含量都在20.0%以上。

在中國大慶油田的薩、葡、高油藏的主要儲層泥質含量為5%～15%，有些泥質細粉砂巖泥質含量最高為20.0%左右。對比以上數據可以看出，同為低滲透率油田，烏南油田的泥質含量大大高出大慶油田儲層的泥質含量。儲層泥質含量較高，注水后泥質微粒將膨脹運移，造成孔隙吼道堵塞，從而影響了介質注入，這也是部分注水井注水困難的重要原因。

六、儲層偏強的鹽敏性

根據儲層敏感性實驗，烏南儲層的水敏損害在31%左右，屬于中偏弱損害；而儲層對鹽度的敏感性卻是較強的，其損害程度達到60%以上。烏南油田注入水質為清水，礦化度保持在80ppm左右, 低礦化度清水的注入對儲層造成了不可逆的傷害，從而影響注水開發的效果。

表2 烏南油田儲層敏感性評價

七、結論及建議

通過以上分析可以看出烏南油田儲層的幾個特點：物性差、砂體發育連片性差、儲層分均質性強、儲層潤濕性強、泥質含量高等。這些地質因素造成了烏南油田目前注水開發效果不理想的局面。針對這些問題提出以下幾點建議：

1.根據砂體分布特點對現有的開發井網進行調整，增強單個注采井網對油砂體的整體控制；

2.根據儲層非均質性強的特點，加大注水井分注的比例，遏制強吸水層增強若吸水層的注入能力，避免注水單層突進，改善水驅效果；

3.對注采井組連通層位進行井組的生產層位整體進行壓裂措施改造，加強注采層組的連通性，加快水驅速度。

4.注入水改為污水，以降低對儲層的鹽敏性傷害。

Several Geological Factors Influencing the Water-injection Development Effect of Wunan Oilfield

Dong Xiaofeng
（No. 2 Oil Extraction Factory of Qinghai Oil Field,Qinghai,816400）

Wunan oilfield has started intermittent water injection in 4-5 wells since 1998, in 2002, started scale type of water injection Wu NO. 4 . fault block. Although the oilfield has taken waterflooding development for about 10 years, the effect of waterflooding development is not ideal, which well has a slow effect show and stable effect . This paper, based on the dynamic and static data of Wunan oilfield in recent years, puts forward several geological factors affecting the water-injection development effect, and provide reference for determining reasonable wells measures and the local adjustment of injection-production pattern.

Wunan Oilfield；water-injection development effect；geological factor； injection-production pattern

TE

A

董效鋒（1983～），男，青海油田采油二廠，研究方向：油田開發管理 。