朱 亞 婷

(中石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院， 新疆 克拉瑪依 834000)

基于單砂體的低滲透礫巖油藏細分注水政策研究

朱 亞 婷

(中石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院， 新疆 克拉瑪依 834000)

油層跨度大、小層多的油藏存在剖面瞬時動用程度低的問題，難以滿足精細注水要求。以新疆油田低滲透礫巖油藏百21井區(qū)克下組為研究對象，在單砂體及生產動態(tài)特征研究基礎上，研究不同類型砂體吸水厚度和層數動用特征。結合油藏典型井組的數值模擬研究，界定了合理注采界限指標下細分注水的滲透率級差下限，優(yōu)化了分注級數。以此為分注參照標準，調整實施后分注效果明顯。

單砂體； 低滲透； 礫巖； 細分注水； 注水政策

百21井區(qū)克下組是一個受斷裂控制的構造-巖性低滲透礫巖油藏，平均沉積厚度210 m。在生產目的層S7、S8砂層組，發(fā)育16個小層，平均有效厚度為13.4 m，孔隙度為13.2%，滲透率為30.3×10-3μm2。1981年采用350 m井距四點法面積井網投入注水開發(fā)，初期水井平均射孔段數為14段，吸水剖面瞬時動用厚度一般低于60%。隨著注水時間延長，吸水剖面厚度動用變差且層間動用差異增大，產液厚度降低，水驅效果變差[1-3]。為了指導油藏精細注采調控、改善水驅效果，本次研究中對該油藏儲層單砂體的空間展布進行了精細刻畫，結合油藏工程與典型井組的數值模擬，制定該油藏細分注水政策[4-10]。

1 儲層單砂體的刻畫

單砂體的精細刻畫，是以山麓洪積沉積為指導模式，首先確定單砂體垂向期次、橫向拼接關系和尖滅位置，再通過橫向剖面對比分析井間砂體連通性及連通砂體空間展布情況，油水井之間的注采對應關系及產吸剖面資料可驗證井間砂體的連通狀況。

百21井區(qū)克下組16個小層共識別出448個含油單砂體，按照單一砂層組合為99個含油單砂體。依據單砂體發(fā)育規(guī)模、砂體寬度、厚度、滲透率及與產能的關系，將單砂體分為4類。表1所示為百21克下組單砂體分類靜態(tài)特征。表2所示為百21克下組單砂體分類動態(tài)特征。

Ⅰ類砂體為連片狀 — 寬條帶狀的大規(guī)模砂體，其面積大于3 km2，砂體寬度500～1 200 m，一般大于2個井距，數量有58個，儲量占比為48%，產油量占比為60.9%，注水量占比為67.2%，含水率、采出程度、水淹程度均較高，屬油藏動用的主力砂體類型。

Ⅱ、Ⅲ類砂體為寬 — 窄條帶狀的中等規(guī)模砂體，其面積為0.6～3.7 km2，砂體寬度為200～500 m，一般1～2.5個井距，數量有105個，儲量占比為40%，產油量占比為35.8%，注水量占比為31.0%，含水率及采出程度中等，部分砂體水淹程度較高，屬油藏動用的次主力砂體類型。

表1 百21克下組單砂體分類靜態(tài)特征

表2 百21克下組單砂體分類動態(tài)特征

Ⅳ類砂體為孤立水道或砂體，其面積為0.2～1.3 km2，砂體寬度為100～300 m，一般為0.5～1.5個井距，數量為151個(占比48.1%)，儲量占比為12%，產油量占比為3.3%，注水量占比為1.8%，含水率、采出程度很低，砂體水淹程度弱，屬油藏動用的非主力砂體類型。

山麓洪積沉積相的特點，使得這4類砂體在單砂層內交錯發(fā)育，從而導致剖面動用程度偏低，精細注水調控難度較大。

2 細分注水政策研究

綜合考慮剖面上各類砂體發(fā)育數量及類型、射孔段數、砂體連通及隔夾層發(fā)育狀況等因素，提出以下注水原則：對于Ⅰ類砂體，盡量控制注水，提高注水效率；對于Ⅱ、Ⅲ類砂體，按照物性相近原則進行層間組合，加強注水，提高剖面動用程度；對于Ⅳ類砂體，將其作為非主力砂體，按照就近原則與其他砂體組合。通過油藏工程與數值模擬綜合研究，來確定注水井細分注水的滲透率級差下限及最優(yōu)分注級數。

2.1 吸水剖面動用特征

(1) 吸水剖面無明顯的主力動用特征。Ⅰ類砂體數量少而Ⅳ類砂體數量較多，因此，吸水剖面資料顯示除個別大砂體吸水連續(xù)性好之外，其余砂體沒有明顯的主力動用特征表現。分析15口井連續(xù)測試的吸水剖面資料，其洛倫茲曲線基本一致。圖1所示為典型注水井1361井洛倫茲曲線。曲線形態(tài)為“兩段”式：在累計厚度百分數60%以下，隨著厚度增加，累計吸水百分數增加較快，可達80%左右；在累計厚度百分數60%以上，隨著厚度增加，累計吸水百分數增速減緩。60%的累計厚度百分數對應累計吸水百分數80%，表明累計厚度百分數達到60%以后，提高剖面動用厚度的難度開始加大。

(2) 剖面厚度動用大于70%時滲透率級差小于9。利用上述15口井剖面資料，建立圖2所示滲透率級差和累計吸水動用厚度的關系，剖面厚度動用大于70%時滲透率級差小于9。

圖1 典型注水井1361井洛倫茲曲線

圖2 滲透率級差和吸水動用厚度關系

2.2 分注級別優(yōu)先原則

分析分注級別不斷上調的39口注水井吸水剖面資料，結果顯示：三級3層分注吸水厚度動用可達55.1%，比二級2層分注厚度動用提高11%，而五級5層分注吸水厚度動用可達64.4%，比四級4層分注厚度動用提高8%。考慮到隨著分級分層的提高厚度動用提高的幅度及分注檢配合格率下降的狀況，建議分注級別以四級4層為最優(yōu)。圖3所示為不同分注級別情況下厚度動用狀況。圖4為不同分注級別情況下檢配測試合格率。

2.3 分注滲透率級差下限和最優(yōu)分注級別

(1) 典型井組的選擇和數值模擬模型的建立。根據油藏的油水運動狀況，確定典型井組的選井原則：位于主要沉積相帶；剖面矛盾突出；Ⅰ — Ⅵ類砂體均發(fā)育，隔層發(fā)育；注水過程正常，分注前后注水井組產吸剖面資料豐富。確定油藏中北部1361井為典型井。

圖3 不同分注級別情況下厚度動用狀況

圖4 不同分注級別情況下檢配測試合格率

圖5 1360-1361-1386-1330A井組群模型

(2) 分類單砂體合理注水強度的確定。對1361井不同分注級別的砂體組合進行分析，認為隨著分注級別的提高，分注段間滲透率級差總體是變大的。

由Ⅰ類砂體在不同注水強度下累計產油量和含水率、地層壓力的變化預測結果可以看出：注水強度為0.6時，雖然含水上升最低，但地層壓力下降快；當注水強度增加到1.0時，地層壓力穩(wěn)中緩慢上升趨勢，但含水上升速度快，累計產油量低。當Ⅰ類砂體注水強度為0.8時，累計產油量最高，含水上升緩慢，地層壓力下降緩慢。因此，確定Ⅰ類砂體合理注水強度為0.8。圖6所示為I類砂體不同注水強度下預測的累計產油量、含水、壓力變化曲線。

由Ⅱ、Ⅲ類砂體在不同注水強度下的累計產油量和含水率、地層壓力變化預測結果可以看出：隨著Ⅱ、Ⅲ類砂體注水強度的增加，地層壓力緩慢恢復，含水緩慢上升，累計產油量緩慢增加，注水強度增加到1.4時，含水上升明顯，累計產油量增幅下降。當Ⅱ、Ⅲ類砂體注水強度達1.3時，累計產油量最高，含水上升緩慢，地層壓力緩慢恢復。因此，確定Ⅱ、Ⅲ類砂體合理注水強度為1.3。圖7所示為Ⅱ、Ⅲ類砂體不同注水強度下預測的累計產油量、含水率、壓力變化曲線。

(3) 分注滲透率級差界限及分注級別優(yōu)化。1361井組不同分注級別在合理注水強度狀況下預測的生產指標可以看出，隨著分注級別的提高(分注段間滲透率級差變大)，累計產油量越高，含水上升越慢，即分注級別越高越好，但變好的幅度減小。預測指標表明四級4層提級至五級5層后，累計油量和含水率變化幅度非常小，因此該井組分注級別提高四級4層以上后，分注對生產影響變小。此時，四級4層分注段間滲透率級差小于9.0。圖8所示為1361井不同分注級別下預測的累計產油量、含水率變化曲線。

結合前述吸水剖面資料特征分析，確定百21井區(qū)克下組的最優(yōu)分注級別是四級4層，分注滲透率級差不超過9。

圖8 1361井不同分注級別下預測的累計產油量、含水率變化曲線

3 實施效果分析

在精細刻畫單砂體及細分注水政策研究的基礎上，確定下一步的精細注水原則：(1)在滲透率極差大于9的注水井實施分注，分級級數控制在四級4層左右；(2)單卡Ⅰ類連通砂體，優(yōu)化組合中—弱連通的Ⅱ、Ⅲ類砂體；(3)配合不同類別單砂體注水政策(見表4)。

表4 百21井區(qū)三疊系油藏不同砂體及注采技術政策

以井組為單元分小層、分區(qū)進行單砂體注采連通分析，調整注水井分注結構，進一步完善砂體注采對應關系。采用偏心工藝分注提級共54井次，分注率由87.7%提高到93.1%，提級后平均單井分注級數由2.2提高到3.2(中部和北部主力生產區(qū)達到四級4層)，水驅儲量動用程度由42.3%提高到54.3%，提高了12個百分點。

以此滲透率級差下限和優(yōu)化的分注級數為低滲透礫巖油藏的細分注水參考標準，在百21井區(qū)三疊系克上組和百口泉組油藏推廣實施，水驅狀況明顯好轉，水驅儲量動用程度由48.1%提高到57.1%，預測采收率恢復了2.8個百分點。

[1] 劉合，裴曉含，羅凱，等.中國油氣田開發(fā)分層注水工藝技術現狀與發(fā)展趨勢[J].石油勘探與開發(fā)，2013，40(6):733-737.

[2] 王建華，孫棟，李和義，等.精細分層注水技術研究與應用[J].油氣井測試，2011，20(4):41-44.

[3] 夏健，楊春林，譚?？?，等.華北油田分層注水技術現狀與展望[J].石油鉆采工藝，2015，37(2):74-78.

[4] 胡罡，田選華，劉全穩(wěn)，等.勝利斷塊油藏細分注水技術界限研究[J].斷塊油氣田，2006，47(2):102-113.

[5] 劉新.水驅特高含水期細分注水技術界限研究[J].中國新技術新產品，2011(19):22-23.

[6] 池明，劉德華.特高含水砂巖油田細分注水技術界限研究[J].中國石油和化工標準與質量，2013(3):122-123.

[7] 馮其紅，王波，王相，等.高含水油藏細分注水層段組合優(yōu)選方法研究[J].西南石油大學學報(自然科學版)，2016，38(2):103-108.

[8] 隋立萍.北一區(qū)斷西高臺子精細注水方法研究與認識[J].內蒙古石油化工，2013(6):125-127.

[9] 楊春光.注水層段細分界限數值模擬研究[J].內蒙古石油化工，2016(5):131-133.

[10] 陳榮芹.復雜斷塊油藏細分注水開發(fā)方案優(yōu)化研究[J].數學的實踐與認識，2017，13(1):29-30.

Study on Subdivision Water Injection Policy of Low Permeability Conglomerate Reservoir Based on the Research of Single Sand Body

ZHUYating

(Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay Xinjiang 834000, China)

The instantaneous extent of cross section is low in reservoirs with large span and small layer, so it is difficult to meet the requirements of fine water injection. Taking low permeability conglomerate reservoir of Bai 21 Oilfield, Kexia Formation as our research target in Xinjiang Oilfield, based on the study of single sand body and dynamic production characteristics, the characteristics of different types of sand body water absorption thickness and the number of used layers are studied. Combined with the numerical simulation of typical well group in reservoirs, the permeability difference of dispensing under the reasonable injection production limit index is determined and the dispensing level is also improved. This is used as a reference standard, and the effect of injection is significantly improved after the implementation of the adjustment.

single sand body; low permeability; conglomerate; subdivision water injection; injection policy

2017-04-25

中國石油天然氣股份有限公司科技重大專項“砂礫巖油藏提高采收率技術研究與應用”(2012E-34-07)

朱亞婷(1968 — )，女，高級工程師，研究方向為油藏工程。

TE357

A

1673-1980(2017)04-0013-05