辽河东部凹陷小22块粗面岩油藏

辽河东部凹陷小22块粗面岩油藏注水开发初步认识
摘要：火山岩注水开发存在水窜水淹，见水不见效的风险。

针对辽河油田小22块裂缝性油藏裂缝分布特征。

油田开发生产特征，压降规律及水锥规律，在注水开发适应性、可行性、必要性研究基础上，在局部进行注水试验。

试验表明：火山岩注水见效与否的关键取决于储层裂缝特征、油井含水高低、注水时机、注水方式及注采比。

初步认为目前油田注水是有效的，应继续扩大注木规模，坚持注水开发。

关键词：粗面岩；裂缝；注水开发；注水方式；辽河油田
小22块粗面岩油藏位于辽河东部凹陷黄沙坨构造带，它是以粗面岩为目的层的油田，目前累产油已达百万吨以上。

产气达两亿多立方米，这是一个具重要研究意义的特殊油藏。

它集超深井和特殊岩性于一体。

储层特征极为少见，属于受岩性及构造双重因素控制的块状裂缝性边底水油藏，探明含油面积9.3km3，地质储量1640×104t，油藏埋深2800~3100m。

由爆发相、喷溢相和溢流相组成。

目前小22块井网密度8.38口/km3，油井总数59口，开井43口。

日产油228t；水井总数16口t开井7口}采油速度0.8%，采出程度11.5%，累注采比0.17，累积亏空222x104m3。

小22块作为火山岩注水试验区块，注17个月来个别油井见到了不同程度的受效迹象，为进一步扩大注水规模奠定了基础。

1天然能量开发特点
小22块油藏以2%以上的采油速度连续高效开发5年，充分暴露了裂缝性油藏开发中的共性，即初期高产，压降快，底水锥进速度快，递减大，油田开发没有稳产期等特点。

1.1天然能量不足．地层压力下降快
水油体积比为5:1，边底水能量不充足。

原始地层压力31.5MPa，但平面上压力分布不均，中南部裂缝发育区压力高，构造边部及北部物性差的地区压力只有16~23MPa。

开发后地层压降速度很快，转前注前已降至18.1MPa，平均年压降3.1MPa，能量补充势在必行。

1.2受储层裂缝发育程度控制油井产能差异大
油井产量高低主要受裂缝发育程度控制，主产井集中在油藏中部沿长轴方向呈条带状展布，且连片分布。

投产初期38口井有18口实现自喷生产，日产油40t/d以上的有15口，平均流压27.3MPa，而在构造边部及北部物性差地区有8口井未见油气显示。

1.3无水采油期短，采出程度低，底水锥进速度快
单井无水采油期为4~62个月不等，单井无水期最高采油量为5.7×104t，含水上升很快t 平均月含水上升速度5%~70%，油水界面平均上抬200m，有18口发生暴发水淹，无水期采出程度只有0.3%，转注前油田综台含水已达67.9%。

1.4水平井挖掘锥问带剩余油潜力小
2004~2005年共实施4口水平井，初期均能自喷生产，但很快水淹。

说明水平井挖掘裂缝性油藏锥问带潜力小，尤其是在采出程度大、压降大的地区不宜实施水平井。

2油田注水开发特征
2.1注水方式及注采比
小22块2005年4月进行转注试验，初期注水井点少，日注量为233m3/d，到2006年6月注水量829m3/d，注采比大于1。

注水初期地层压力仍然在下降；2005年12月降到最低点18.1MPa，总压降13.4MPa；2006年1月地层压力开始稳步回升，2006年10月已恢复到21.3MPa；17个月恢复2.7MPa，月平均恢复0.16MPa，说明注入水正在有效的弥补地下亏空。

由于油藏范围比较窄小，为充分利用边底水能量，对油藏低部位井进行注水。

利用油水
密度差提高水驱效率，使水线向油藏底部向高部均匀推进，同时考虑边部加底部注水方式见效较慢，适当增加了内部注水井点。

最终确定油田注水方式是；以边部底部注水为主，同时与内部注水井点相结合。

对注水井的选择是完钻深度大于3250m，注水井段深度大于3100m 且裂缝较为发育，以保证能注进水。

注采比是边部油井l：1.2。

内部注水井1：1.5。

2.2注水后油井及油田产量变化特征
统计结果表明，目前转注的8个井组中有7个井组15口油井不同程度地见到了注水受效的迹象。

其中有明显增油1口井，产量稳定2口井，液量及含水上升12口井。

见到增油的是1口水平段长261m的水平井，转注前日产油16.2t，注水7个月后见效，最高日产达28.9t，阶段增油2151t。

产量稳定的是小12-18井和小12-13井，日产油一直稳定在10.3t和9.5t，不含水。

15口油井转注前日产液201.6m3，日产油75．6t，含水72.9%．平均液面1319m；见效后最高日产液263.8m3。

日产油72.9t，含水84.7%，平均液面1293m。

整个油田产量还是呈下降态势，未见显著增油效果。

但是产量下降的趋势已明显缓解。

转注前油田平均月递减幅度25t。

目前只有7t/d；2005年自然递减和综合递减分别为51.04%和49.61%，目前为53.38%和53.79%。

研究认为，水平并由于井段长受效明显好于直井，油田注水时间短，阶段注水还是有效的，注水整体效果有待观察。

2.3洼水后油藏含水变化特征
监测表明：注水7~9个月油井开始见到注水反映，首先见效的是先前就已经水淹的高含水井，如12口液量及古水上升井转注前平均含水84.7%，见效后很快上升到94．2%；而整个油田2005年4月注水时油田综合含水49.5%，到2006年3月上升就71.4%，含水上升率达18.5%，月含水上升2.2%。

说明注入水优先沿油井事先已形成的水道突进。

未起驱油作用，多数在进行无效的短路循环，造成油井进一步水淹。

针对这一现象．为提高注人水利用率，恢复地层能量，扩大注入水波及体积，改变地下水的渗流方向，油田实行了降液稳油控水开发，关闭了6口高古水井后，含水下降到55%。

在含水高达71.4%的时候采出程度只有11.06%，反映了裂缝性油藏暴性水淹的开发特征。

2.4注入水平面、纵向波及状况
示踪剂监测资料及油井动态生产特表明，平面上不同方向油井均不同程度见到了示踪剂，但注入水段先沿区域主构造裂缝方向向南北两侧推进，油井见示踪剂时间为7~52d不等。

平面上突破速度差距为4．7~87.1m/d。

示踪剂单井分配浓度差异为1%~45%，说明注入水在平面上波及状况极度不均，进一步说明了此类油藏储层非均质性极强的特征。

在纵向上，构造位置不同的井存在吸水差异，同一口井的不同深度吸水差异出很大，注入水波及体积小。

注水难易程度直接取决于储层物性的好与坏。

吸水剖面资料显示，纵向上吸水总体趋势是：底部吸水较好，有利于实现底部注水。

2.5油藏注水开发效果评价
注水油田开发效果的好坏一般采用耗水量大小，注水利用率、地下存水率、水驱指数、体积波及系数及水驱采收率等指标来评价。

由于小22块注水时间较短，累积注水量37.1×104m3，累积采水量53.6×104m3，地下亏空仍旧较大，地下存水率为负值．用常规注水开发指标评价还为时尚早，待规模化实施注水3~4年以后再做论证。

3结论
1)小22块粗面岩油田虽然转注时间短，但是地层压力下降趋势已得到明显控制并在稳步回升；产量下滑趋势明显得到遏制，阶段注水是有效的。

2)油井产液量、含水没出现急剧上升的大幅度变化，说明油藏内部网状裂缝发育而大构造裂缝或大孔喉孔道欠发育，造成严重水窜水淹的危险不大。

3)水平井井段长。

供油范围大。

比直井受注水波及范围大，受效明显好于直井。

4)小22块注人水的主要驱动方式是沿裂缝呈条带驱及底水锥进垂向驱。

参考文献：
[1]伍友佳．火山岩油藏注采动态特征研究[J]．西南石油学院，2001，24(2)：14～18。

[z]欧阳甫．围桥火山砉油藏注承开发认识[J]．西北大学学报，2004，10(2)：21～24。