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单井缝洞系统注水对含水率的影响分析

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第18卷第4期

塔里木盆地塔河油田和塔里木油田分布着目前我

国最大的缝洞型油藏，以塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝

洞型储层为例，其表现出缝洞分布连续性差、空间构造

复杂等特点［1-2］。研究发现，该类油藏以溶洞和裂缝为

主要储集空间，且单井含水率变化复杂，缝洞单元能量递减快，目前主要的补充能量方式为注水开发［3-5］，但单井缝洞系统注水对含水率的影响分析

熊伟1，2，常宝华3，潘懋1，王秋丽4，胡志明2

（1.北京大学地球与空间科学学院，北京100871；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007；3.中国科学院渗流流体力学研究所，河北廊坊065007；4.中国石油华北油田分公司勘探开发研究院，河北任丘062552）

基金项目：国家重点基础研究发展计划（973）项目“碳酸盐岩缝洞型油藏开发基础研究”（2006CB202404）、

国家自然科学基金项目“缝洞型碳酸盐岩油藏溶洞参数识别方法研究”（51074176）联合资助

摘要对塔河油田和塔里木油田缝洞型油藏单井缝洞系统部分油井注水引起含水率大幅升高的现象进行研究，分析了

注水对油井含水率的影响机理。通过分析储层特征，简化单井缝洞系统，并结合理论计算分析来认识缝洞系统内油水界面

的变化规律，结果表明：油井见水后对单井缝洞系统进行注水替油会对油井含水率和产油量有较大的影响，即油水界面距

离井底较近的情况下，注水会引起含水率大幅度升高，甚至水淹，其原因在于缝洞系统内油水界面的位置与井底的距离较

近，注水会大幅度升高油水界面，引起油水界面快速跃至井底，使得油井含水率大幅度升高，建议针对该种情况进行缝洞单

元的油水界面分析及剩余储量计算和经济评价，适当采用缝洞体内侧钻或注气开发等增产措施。

关键词缝洞；含水率；注水；碳酸盐岩；溶洞

中图分类号：TE357.6文献标志码：A

Impactofwaterinjectiononwatercontentinsinglewellfractured-vuggysystem

XiongWei1,2,ChangBaohua3,PanMao1,WangQiuli4,HuZhiming2

(1.SchoolofEarthandSpaceSciences,PekingUniversity,Beijing100871,China;2.LangfangBranchofResearchInstituteof

PetroleumExplorationandDevelopment,PetroChina,Langfang065007,China;3.InstituteofPorousFluidMechanics,Chinese

AcademyofSciences,Langfang065007,China;4.ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,HuabeiOilfield

Company,PetroChina,Renqiu062552,China)

Abstract:Aimingatthesharpriseofwatercontentcausedbywaterinjectioninthepartialoilwellsofsinglewellfractured-vuggy

systeminthefractured-vuggyreservoirofTaheOilfieldandTarimOilfield,theimpactmechanismofwaterinjectiononwater

contentofoilwellisanalyzed.Changerulesofoil-watercontactforfractured-vuggysystemisidentifiedbytheanalysisofreservoir

characteristicsandthesimplificationofsinglewellfractured-vuggysystem,combinedwiththeoreticalcalculation.Thestudyresult

showsthatthereplacingoilwithwaterinjectioninsinglewellfractured-vuggysystemwillaffectthewatercontentandproduction

rateafterwaterbreakthroughofoilwell.Whentheoil-watercontactisclosetobottomhole,waterinjectionwillresultinthesharp

riseofwatercontent,evenwaterflooding.Thereasonisthattheoil-watercontactpositionisclosetobottomholeinfractured-vuggy

system,andwaterinjectionwillraisetheoil-watercontact,whichcreatetheoil-watercontacttoreachthebottomholeandmakethe

watercontentofoilwellsharplyrise.Soitisrecommendedthattheanalysisofoil-watercontactandtheremainingreserves

calculationandeconomicevaluationinthefractured-vuggyunitsshouldbecarriedout,andthesidetrackdrillingorgasinjection

productionshouldbeproperlyadopted.

Keywords:fracturedvuggy;watercontent;waterinjection;carbonaterock;cave

引用格式：熊伟，常宝华，潘懋，等.单井缝洞系统注水对含水率的影响分析［J］.断块油气田，2011，18（4）：479-481.

XiongWei，ChangBaohua，PanMao，etal.Impactofwaterinjectiononwatercontentinsinglewellfractured-vuggysystem［J］.Fault-BlockOil&

GasField，2011，18（4）：479－481.文章编号：1005-8907（2011）04-479-03

收稿日期：2010-11-26；改回日期：2011-05-12。作者简介：熊伟，男，1969年生，高级工程师，博士后，博士毕业于中科院渗流所，主要从事油气藏开发与渗流机理研究工作。E-mail：xiongwei69@petrochina.com.cn

。断块油气田FAULT-BLOCKOIL&GASFIELD2011年7月4792011年7月断块油气田

在油井见水后，注水驱油的效果并不明显。

1储层特征

塔里木盆地塔河油田奥陶系储层为典型的缝洞型

油藏，储集空间以大型溶洞、裂缝及溶蚀孔洞为主。通

过岩心资料分析和岩心测试实验，认识到塔河油田缝

洞型储层具有以下特征。

基质的孔隙度和渗透率极低，微裂缝较发育，且充

填程度普遍较高［6］，因此基质部分基本不具备作为有

效储渗空间的条件，但发育其中的微裂缝具有一定的

储渗能力；溶洞和裂缝作为该类油藏的主要储集空间

和流动通道，成为缝洞型油藏研究的重点。

大型溶洞分布较多，从钻井资料上分析可知，存在

钻柱放空或钻井液漏失现象的油井在20%以上，钻柱

放空最大高度可达数十米；部分溶洞存在被碎屑物填

充的现象，从塔河油田37口井的奥陶系灰岩洞穴发育

统计来看，大约1/2的溶洞存在充填情况。

裂缝既是储集空间又是主要流动通道，从塔河油

田岩心流动测试实验结果来看，缝洞型碳酸盐岩岩心

的实验压力一般会出现不同程度的波动，具体表现为

微裂缝越发育，平稳阶段的波动越多，出现大裂缝时，

波动很大，压力也会突然降低，说明裂缝导流能力较

强，需要的压差较低。如果碳酸盐岩岩心裂缝不发育或

充填程度很高时，流动图像和砂岩具有很大的相似性。

分析表明，塔河油田缝洞型油藏具有基质物性差、

溶洞和裂缝发育，且溶洞与裂缝组成的缝洞系统空间

结构随机性大、油水关系复杂等特征。这也造成了该类

油藏生产特征复杂，含水变化规律性差，以致开发难度

增大，稳产和增产困难。

2简化模型及分析

2.1简化模型

单井钻遇某个缝洞单元情况时，由于塔河油田基

质的孔渗物性较差，故忽略周围基质部分的窜流供液

能力，只考虑溶洞内与油井间的能量变化及油水界面

变化，以弹性能量为主进行开采时，缝洞系统与油井间

的能量变化符合弹性理论。

如图1简化示意，在注水的前提下，当缝洞单元内

油水界面越过井底，油井见水，含水率逐渐上升，溶洞

内油水持续采出，原油释放的弹性能量与地层水释放

的弹性能量逐渐趋于平衡，油水界面相对稳定下来。如

图1c所示，油水界面位于A与B点之间，油井的含水

率也趋于平稳，油井日产液量以固定的递减指数逐渐

下降。abc

图1单井缝洞单元简化示意

2.2理论分析

单井缝洞单元注水驱油后，缝洞系统的油水界面

逐渐抬高，在油井见水前，油水界面位于远离井底的位

置，随着注水轮次的增加，油水界面逐渐上升，油水界

面越过井底后，油井见水，在此主要考虑油井见水后，

油水界面的位置变化情况，及继续注水对油井含水率

的影响。

以弹性理论为基础，油水界面位于油井底部射开

段（如图1c中A，B点间）内，此时油井油水同产，且含

水率逐渐上升并趋于稳定，依据弹性定律有：

qo+qw=-CoVowwt+CwVwwwtww坠pcwwt坠t（1）

对应的溶洞里水相体积膨胀满足如下关系：

坠Vwwwt坠t=-CwVwwwt坠pcwwt坠t-qwwwt（2）

油水界面抬升距离满足如下关系：

坠Xwwt坠t=-CwVwwwtA坠pcwwt坠t-qwwwtA（3）

式中：qo，qw分别为油井产油、产水量，m3/d；Co，Cw分别

为油、水压缩系数，1/MPa；Vo，Vw分别为缝洞体内油、

水体积，m3；pc为缝洞体平均压力，MPa。

由式（3）可知，油井见水后，油水界面逐渐上升，含

水率逐渐增加，如果油井底部射开段较短，经过一段时

间后，油水界面淹过油井射开段顶端，致使产水突然上

升至接近100%。所以，在油井已见水情况下，如果继

续采用注水驱油措施，会加快油水界面上升速度，使油

水界面快速抬升，淹过油井底部射开段，致使含水率迅

速接近100%，说明这种情况下，注水采油措施不仅无

效，还起到相反的效果。

2.3计算分析

如图1c模型，设计参数：溶洞体积5×104m3，油水

体积各2.5×104m3，原始油水界面位于油井射开段底部

0.5m处，按地面定产条件进行计算，结合上述理论模

型，分析油水界面抬升距离及注水对含水率的影响。

随开采时间增加，油水界面逐渐抬升，生产1000

d480

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裂缝对注水开发的影响

裂缝对注水开发的影响

1 应用生产动态资料分析裂缝的影响

0、 松辽盆地南部低渗透砂岩发育四套高角度构造裂缝

1）近东西向裂缝，其实际渗透率360—416×10-3μm2；（裂缝开度和渗透率最高，动态反映最快）

2）北西向裂缝，其实际渗透率172—208×10-3μm2；

3）北东向裂缝，其实际渗透率91—106×10-3μm2；

4）近南北向裂缝，其实际渗透率45—57×10-3μm2；（裂缝开度和渗透率最小，动态反映最慢）

1、利用油田注水动态资料分析裂缝分布及其渗透性的方法有：示踪剂、干扰试井、地下水运动规律分析、压力变化等。

1） 示踪剂监测分析裂缝渗流特征---东西方向先后见到示踪剂而南北方向未见到示踪剂，表明近东西方向裂缝具有很好的连通性和渗透性，而且示踪剂的推进速度比在基质孔隙中的流动速度快了一个数量级以上，其渗透率远远高于基质和裂缝的原始渗透率。反映注水使近东西方向的裂缝开启以后，示踪剂在开启的裂缝中快速流动的渗流特点。

2） 油井见水和水淹具有明显的方向性-在注水井东西方向上的油井见水比例较高，含水上升较快。

3） 油井含水规律性明显-----每口油井在见水初期都有4—6个月时间的低含水稳定期，然后含水率迅速上升，从含水率小于30%到含水率80%的时间一般为2—3个月。

4）油井压力也受水井方向的影响----东西向水井排的油井压力高，而油井排的油井压力低。

5）注水井压力上升比较快----注水初期由于基质渗透率相对较低、裂缝张开度小，注入水在基质和裂缝中渗流速度慢，从而使得注水压力上升较快。

6）注水井油层的吸水指数-----下降

2、裂缝对开发井网的影响；

我国低渗透油田开发井网部署大体经历了四个阶段：

1） 正方形井网，反九点法注采方式；

2） 正方形反九点法面积注水井网，注水井排方向与裂缝方向呈22.5°夹角；

3） 正方形反九点法面积注水井网，注水井排方向与裂缝方向呈45°夹角；

4） 菱形和矩形井网。

注水井动态分析2

注水井动态分析2

注水开发的油田，开发效果的好坏在很大程度上取决于分层配水方案。一个好的分层配水方案，是实现合理、有效注水的基础条件之一，甚至可以说是前提条件，务必慎之又慎。

（1）注水压力要控制在油层破裂压力以下，防止注入水水窜及油井暴性水淹。

（2）有适应油藏地质特点的井网和注水方式，能充分发挥水驱效率、控制产量递减，并能使注采压力系统处于合理状态。

（3）注入水利用率高。能实现有效驱油，达到理想的注水采收率，而耗费的水量相对较少。

（4）对储层及井下管柱无伤害或伤害最小。

（5）按照技术政策要求，地层压力均衡、合理地上升或得到保持。

在井网已确定的条件下，实现有效注水应具体：体现出四个合理。即一是注水压力控制的要合理；二是注水总量控制的要合理，使油藏年压升及含水上升率注水速度处在合理范围内；三是层段配水要合理，依分层认识为依据，该加强的层段得到加强，该控制的层段得到控制。而且“加强”或“控制”都应在合理范围内；四是平面关系处理要合理，该加强的方向要加强，该减弱的方向要减弱，充分发挥面积井网利于平面调整的优势 。

实现上述合理的有效手段，是注水井实行分注并编制科学的分层配水方案的基础，同时要配之以“调剖”。 1、注水井为什么必须调剖？

从根上说，就是因为储层普遍存在着“层间”，“层内”及“平面”三大矛盾。对于混注井实行调剖的道理是不言而喻的。那么分注井为什么也要调剖呢？众所周知，我们说的分层注水，由于受到地质和工艺技术条件限制，实际都是分段注水。一个注水层段内有几个小层，有的甚至跨二个砂岩组，每个注水层段内仍存在着层间矛盾。既便将来技术发展了，可以实现按小层分注的时候，那么层内物性的纵向差异及平面上物性的各向异性，靠分注技术来解决也是无能为力的，必须依靠“调剖”来解决。由此看来，“调剖”是注水开发油田一项不可缺的基础性措施。它能解决分注技术解决不了的问题，它能使分注技术得到完善和提高。一句话：分注技术，附之以有效的调剖技术，才能更有利于实现有效注水 。

注水水质对油田开发效果影响

注水水质对油田开发效果影响

注水水质对油田开发效果影响

在油田开发中，影响其开发效果的因素有很多，其中注水的水质是其中一个非常关键的因素，一旦注入的水质不合格，岩层间的渗透效率降低，严重时，会影响储层间的非均质性，加重纵向渗透率变异系数，最终影响水驱的采收效率。大量的实践证明，当注水的水质不合格，地层的渗透率会降低，进而会影响油田的采收率，渗透率越低，采收率也就越低。

标签：油田;注水水质;地层渗透;采收率

1、前言

油田进入到二次开发采油阶段后，油田的注水工作将贯穿于开发的全过程，经过大量的实践证明，作为注水源头的注水水质是实现注水开发的关键因素。注入水的主要作用是驱动原油和补充地层能量，同时对地面工程设备和以及设施的功能展现和使用寿命都有很严重的影响，由于水质的质量对地面工程系统的运行和质量有很强的制约性。通过油田注水的操作保持地层的压力稳定，提高地层的开发效果。在实际工作过程中，油田注水的水质是影响油田注水效果的重要指标，关系着油田开发的采收率和运行成本。尽管当前油田注水有自己的行业标准，但是这对控制的注水水质要求非常高，在实际操作中，由于储层间物性的差异，不同油田储层对水质要求也不同。

1.1采油的注水水质要求

油田注水水质是衡量石油注水效果的重要指标，出厂的水质是影响水质的主要因素，尽管水质符合卫生标准，但是仍含有微小的悬浮物以及钠离子、碳酸根离子硝酸离子等以及铁锰等氧化物。这些物质聚集在管壁处使管网内的水质浑浊、内部的杂质增多，色度以及含铁量含锰量呈直线上升趋势，输送管道材质的不同。对水质的影响也不尽相同，金属材质的管道管壁受到水及其杂质的腐蚀，易形成氧化铁等结垢，其他水泥管制管道阻力较大，微生物和有机物粘附，细菌含量超标造成水质污染。油田开发注水的水质要求：不堵塞孔隙，不产生沉淀，没有腐蚀性以及良好的洗油能力。

2.我厂现行的注水水质标准：

2.1悬浮物含量：≤5mg/L

一方面，注入水中的悬浮物会沉积在注水井井底，造成细菌大量繁殖，腐蚀注水井油套管，缩短注水井使用寿命;另一方面，造成注水地层堵塞，使注水压力上升，注水量下降，甚至注不进水。从理论上讲，注入水中悬浮物（固体）的含量越低、粒径越小，其注入性就越好，但其处理难度就越大、处理成本也就大增加。所以，注入水中悬浮物（固体）的含量以及粒径大小指标应从储层实际需要、技术可行性与经济可行性三方面来综合考滤

碳酸盐岩油藏单井注水替油注采方案优化

碳酸盐岩油藏单井注水替油注采方案优化

碳酸盐岩油藏单井注水替油注采方案优化

摘要：在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行注水替油试验， 可大幅度提高原油采收率。注水替油技术是选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油， 并优先选择溶洞型储集体油井； 注水替油前要尽可能利用天然能量， 在地层压力难以维持正常机抽生产时进行注水替油。桩西古潜山对地层能量低、连通性差、面积小的单元或井区，考虑了进行单井吞吐试验以提高采收率，并对单井周期注入量、注入速度、焖井时间等参数进行了优化。

关键词：桩西古潜山 单井 注水替油 提高采收率 注采方案

统计表明，碳酸盐岩油藏由于地层压力下降， 地层能量不足造成某些油井产量的递减率高达20% ～ 32% 。特别是储集体规模较小的单井缝洞单元， 由于其相对封闭，没有其它能量的供给， 能量不足造成的产量递减更为突出。2012年以来， 桩西古潜山在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行了注水替油试验。

1 地质概况

桩西古潜山为一复杂裂缝-溶洞型油藏。其构造和断裂系统复杂，整体上为被多条不同期次断层切割自东向西推移的大型推覆体。储集空间类型多样，结构复杂，主要为缝洞型和裂缝溶孔型。裂缝发育受构造运动、构造部位、断裂、岩性等多种因素控制。溶蚀孔洞发育程度与剥蚀程度、古地形、天然水和高矿化度水、差异风化作用、岩石性质及火成岩侵入体等因素有关。潜山油藏具有七套含油层系，每套层系内部又被多组断层切割，形成具底水或边水的层状或块状复杂缝洞型油藏，且各含油层系无统一的油水界面，同一层系不同断块之间油水关系也不尽相同。油藏属常温常压系统。

2 注水替油机理

主要借鉴塔河油田单井注水替油开发经验，碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油的机理：首先是通过注入水补充地层能量， 恢复地层压力； 其次是利用重力分异的原理， 在焖井过程中， 油水不断置换，产生次生底水抬升油水界面；最后，使注入水进入油井周围比较小的裂缝中， 置换其中难以采出的剩余油。油井以“注水-焖井-采油”为一个周期进行注采循环， 经过多轮次的注水替油， 逐步提高油藏原油采收率。