两南低渗透砂岩油藏控注稳压试验评Word文件下载.docx

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10-3，中、下部一般小于10×

10-3um2,平面上各油组的物性也有明显的差异（表1）。

同时储层的层间、层内非均质性强,纵向上AI油组属不均质油层,AII油组属极不均质油层,TIII油组居中，属不到极不均质油层；

油层具有中等到偏强水敏性的特点。

（2）哈南砂岩油藏

储层孔隙度较小，全油藏平均孔隙度为16.4％，其中AI油组为17.4%，AII油组为13.4％。

油层物性较差，以低渗透为主，平均空气渗透率为74.7×

10-3um2，纵向上油层物性变化较大:

腾一油组：

孔隙度21.0％，渗透率83．7×

10-3um2；

腾二油组：

孔隙度14．3％，渗透率185．8×

10-3um2；

阿一油组：

孔隙度16．4％，渗透率37．3×

阿二油组：

孔隙度14．6％，渗透率1．8×

平面上，油层物性变化也很大，根据测井解释，油藏分断块的电测渗透率变化为：

由南向北变好，南部的断块平均为3×

10-3um2，北部的断块为286×

3．砂体、油砂体个数多,单油砂体储量小

两油藏主力油组阿尔善油组砂体规模较大，连通性好，但由于断层切割，造成油砂体数量多，两油藏油砂体多达1077个，分类看储量主要分部在个数少面积大的Ⅰ、Ⅱ类油砂体中。

4．原油性质差，油水粘度比大

阿南油田地面原油密度0．8730g/cm3，粘度36.50MPa.S，凝固点28℃，哈南砂岩油藏与阿南油田基本接近，地下原油性质与地面有相似的变化规律，平面上纵向上相差也较大。

与冀中地区主力砂岩油藏原油性质对比（表2），也说明“两南”砂岩油藏的原油性质是比较差的，地层原油粘度是冀中的3倍，油水粘度比高达17.5-20.2也是冀中砂岩油藏的3倍。

对于注水开发的油藏，油水粘度比对采收率的影响是各类地质因素中最大的。

“两南”的油水粘度比一般都在20以上，决定了油藏的最终开发效果要比冀中同类油藏要差。

5.储层粘土矿物含量高

“两南”油田储层中所含粘土矿物种类多，含量高。

粘土矿物主要有：

高岭石、绿泥石、伊利石，伊蒙混层储层中包含了所有粘土矿物，而且总量在10%以上。

室内研究表明：

“两南”砂岩油藏水敏系数在0.175-0.372之间，属于强水敏性，这一特点对油田注水开发后生产能力的正常发挥构成了严重的威胁。

（二）开发现状

截止九八年六月底，“两南”低渗透砂岩油藏共有各类井681口，其中采油井447口，注水井227口，观察井7口。

98年6月油井开井402口，日产油水平1185t，折算年采油速度1.49%；

累积产油407.7507×

104t，地质储量采出程度14.06%，可采储量采出程度51.9%，开发储采比8.98；

见水井开井366口，日产水2520m3综合含水63.3%；

注水井开井181口，日注水量6920m3，月注采比1.75，累积注水1634.9699×

104m3，累积地下亏空-825.2864×

104m3。

二、开发特征

（一）开发特征

“两南”砂岩油藏从1989年四季度注采同步投入全面开发，经历了弹性递减开发、全面见效、完善注采关系、细分开发层细调整、加密井网综合调整等开发历程。

注水开发初期出现了部分油井见效，生产形势好转并稳定的典型低渗砂岩油藏注水开发特征，但受效后油井见水快，无水采油期短。

连续稳产一段时间后，两种明显不同的开发特征，即见效和不见效，两个方向发展，但最终结果是产液量，产油量下降，注水量、注采比的大幅度抬升和地层压力的抬升（图3）。

1.油井采油指数下降，强注稳液，注采比上升。

在90年6月以后，“两南”见效油井先后见水，随着含水上升，油井井底流压反而下降，低含水的91年并不明显，92年以后这种矛盾日益突出，产液量也是下降趋势（表3），为了这些见效井的产液量稳定并为提液创造条件，以及油田产量形势的需要，对见效井组采取了适当提高注水量,分注加强不吸水层的注水的办法，在井组注采比适当提高后，油井产液量才得以稳定下来，由此形成提水稳液，注采比上升，地层压力上升，注采驱替压差不断加大的注采形势（图3.4）。

2.未见效井比例大、低产低效井多，强注抑制递减，地层压力抬升。

“两南”油藏未见效井多，造成低产低效井多，其数量占了油藏生产井数的一半以上，这是两油藏开发后又一显著特征。

低产低效井的形成，一是油层物性差导致注水井吸水性差，油井见不到注水效果；

二是由于储层的横向非均质性及水敏性加之以前注水水质较差等因素使得井组见效不均。

由于低产低效井的比例大,直接影响到油藏产量稳产和开发效果。

为了改变这种不利局面，一是对油井不断进行压裂等改造措施；

二是采取整体提高地面注水干压进行增注，仍然不吸,则进行单体泵增注。

同时为了保证低产低效井在措施后液量稳定，适当进行了措施井组的提水。

这些增注措施的实施，一方面使少数低产井、低效井见效，一定程度上缓解了油藏产量递减，一方面也使得油藏压力上升。

从油藏的生产动态看，物性好见效好的井区，没有形成高注采比高地层压力的现象，而物性差。

见效差的井组、井区多数处于蹩压状态，由于这类井的分布广，对油藏压力系统的影响也大。

注水量的提高和地层压力的大幅度上升,正是提高注水压力、单体增注、分层强注等各项增注措施试图扩大注水波及体积的结果。

（二）“双高”注水形成的内在原因分析

一方面“双高”注水从主观角度分析，是片面追求油藏较高的采油速度造成；

另一方面其形成也与特定的油藏条件有关。

目前研究表明“两南”砂岩油藏的“双高”形成，主要有两个原因：

一是油藏本身由于受到外来污染，裂缝闭合，粘土矿物颗粒运移膨胀的原因引起的渗透能力下降，二是油层本身物性极差，非均质性极强造成。

一）油层渗流能力下降

通过近几年来开发研究和观察，二连地区低渗透砂岩，尤其是以“两南”为代表的砂岩油藏，随开发时间延长，普遍出现了油层渗流能力下降的现象。

究其机理主要有如下几个方面：

１、流体性质变差造成采油井井底污染堵塞

低渗透砂岩油藏采油井流压长期低于饱和压力生产，实际资料反映原油密度、粘度、初馏点较原始状态分别增加了0.8%、26%、22.9%，生产过程中，重质成份沉淀造成水力泵吸入阀堵塞，胶质、沥青质含量高达58%，从而堵塞孔喉，甚至吸入口。

根据数值模拟结束，目前阿南油田原粘度已经较开发初期增大了5mpa.s，实际资料也是如此，这不但造成近井地带污染堵塞，同时造成驱油效率的降低（见图5-1、5-2）。

2、采油井压裂裂缝闭合引起渗流能力下降

阿南、哈南、赛汉等低渗透砂岩油藏整体压裂投产，改造后有效渗透由6.9×

10-3um2提高到69×

10-3um2,但是由于长期放大生产压差生产,地层与裂缝间的压差增大,支撑剂被压碎或嵌入地层引起裂缝闭合。

据压力恢复监测和数值拟合计算结果,压裂后的导流能力以年69.70%的速度下降。

3、注水水质差，严重污染地层

低渗透储层喉道细，对水质要求比较严，从开发九年来的注入水水质看，机杂、含铁、含油、含氧、菌严重超标，造成对管线的腐蚀等，各种污染物质较多的不合格水注入地层，造成了地层深部污染。

4、注采比高，注入速度快，造成油层速敏，不利于提高采收率

低渗透砂岩油藏孔喉半径小易受水质污染堵塞，同时也有较强的速敏性。

经过几年的注水后，注水井泄压速度慢，大多数关井3天压力降落曲线还是平缓的一条直线，并且随着注水时间的增长，平缓直线段不断延伸。

从压力剖面看，观察井距注水井的压力梯度仅是距油井的四分之一。

距油井45m泄压值是整个注采压差的51.8%。

造成这种污染的原因除水质差外就是速敏，阿南、哈南砂岩具有较强的、速敏性，速敏临界值为0.0039-0.0087cm/s,而当前的示踪剂监测地层的渗流速度为0.011cm/s，远远大于速敏的临界值，故造成地层渗流能力下降。

临界速度与岩石的物理性质有关，当粘土含量高，喉道中值小，地层微粒含量高时，临界速度则低，室内实验当渗流速度高达0.11cm/s时,渗透率较原始下降21.78%。

这个概念与驱替速度的概念是一致的，西安石油学院所做试验表明，驱替速度不是越大越有利，而是有一个范围，各种低渗透岩芯的驱替试验证明，其驱替速度为2m/d，能获取最大采收率。

“两南”示踪剂监测表明已远远超出此值，将会对油田采收率提高造成巨大影响。

5、低渗透砂岩相渗规律致使随含水上升产液指数递减

二连地区低渗透砂岩油藏，由于其特定微观非均性强、孔喉结构复杂的特点，决定了其特殊的相渗规律，当油水两相渗流时，其相渗曲线有如下特点：

即油相渗透率随着水相渗透率的上升而下降速度较快，随着孔隙度含水饱和度升高，水相渗透率上升速度较慢，导致了据此计算出的无因次采液采油指数在含水小于80%以前呈下降趋势，含水80-90%之间采液指数只保持了稳定。

这也是二连低渗透砂岩产液指数下降的一个重要原因（图6）。

上述种种原因造成油层渗流能力下降，导致生产压差大部分消耗在传导过程中，地层蹩压，而注水井一侧则不断提水，导致“双高”注水局面的形成。

二）油层物性极差，非均质性强

从“两南”的地质特点可知，具有油层物性极差，非均质性强的特点，尤其是低渗区块（断块）或沉积相的边缘。

由于物性差而注不进水的井在开发初期占2/3，后来采取了单体泵增注，区块整体提高干压等措施，强化了注水，仍有近1/3的注水井完成配注困难，而且油层平面的非均质性强。

在本井是油层到邻井即变成致密层或差油层，因此，在本井吸水到邻井的产液，长此下去形成蹩压的现象。

加之开发初期由于对低渗储层物性开采特征认识不足，使原基础开发井距偏大，使注采井虽有注采关系，但驱替压力很难传致注水井的井底，造成注得进采不出的局面。

三．“双高”注水及控注稳压试验效果评价

（一）.“双高”注水效果评价

一）.“双高”注水在开发初中期对稳产起重要作用。

无论从区块，还是从单井的注采对应分析看，“两南”的渗透砂岩油藏的开发需要有较高的注采比才能保持油藏产量、地层压力水平和单井产液量的稳定。

在开发初中期，1992年底至1993年上半年前，油藏主要开发特征反映为注采敏感，即当注水量提高、注采比上升时，油藏产液量随之上升，而压力水平基本保持稳定或略有回升，保持在原始地层压力附近。

时期末油藏注采比在接近2.0的水平。

随着产液量的上升，油田产油量有所上升，递减明显减缓，因此在开发初中期“双高”注水对油田产量上台阶起到了重要作用。

二）.“双高”注水在开发的中后期严重影响了油藏的开发

随着油藏开发逐步步入中后期，为稳定或提高油田产液量，进一步提高了注水量，使注采比逐步由2.0上升到2.5左右,个别区块甚至达到了6.0左右,油藏开始出现一系列复杂的地质现象。

1.高注采比、高压开采引发诸多矛盾,导致油藏含水上升快。

从“两南”砂岩油藏地下亏空与地层压力图可以看出（图7），随地下超注体积的增加，地层压力上升，两者成显著的正相关关系。

而进一步研究表明，“双高”注水开发导致井底流压超过破裂压力使注入水沿人工和天然裂缝、断层窜流，降低驱油效率：

随地层压力的回升，流体粘度增大，驱油效率亦降低（图8、9）。

由于高压的存在致使分注、分采、分层改造等措施难以实现，造成含水大幅度上升。

通过“两南”砂岩油藏阶段注采比与地层总压差和含水上升率之间关系曲线看，呈明显正相关。

符合：

BW=0.6407+4.4296ΔPγ=0.9828

（1）

BW=1.3003+22.7768㏒RiDγ=0.9692

（2）

两关系式中:

BW-含水上升率（%）

ΔP-地层总压差（Mpa）

γ-相关系数（无因次）

RiD-阶段注采比.（见图10、11）

2.较高的注采比,较高地层压力致使压裂效果变差

“两南”砂岩油藏老井的主要措施是压裂改造，重复压裂效果与地层压力水平密切相关，据“两南”22口油井统计，储层重复压裂前的地层压力系数与复压后净增产量的关系呈近似正态分布（见图12），复压效果不是地层压力恢复得越高越好，当压力系数大于1.35，压裂效果显著下降。

而目前油田压力水平是原始压力1.5倍,显然太高。

3.套变套损与“双高”注水关系密切

现场资料统计表明，套损井数随注采比的上升而增加，其中阿南在累积注采比接近1.5处出现拐点，而哈南在2.0处出现拐点，后是套损井数的急骤上升，这说明地层压力与较高注采比有内在联系，区块的整装性及地层本身的力学性质决定了出现拐点的迟与缓，哈南由于注水下窜潜山，注水蹩压、地层压力抬升迟于阿南。

从平面分布看，套变井主要分布在高压地区及断块破碎区（图13、14、15、16）。

4．超压注水形成微细裂缝，造成含水上升加快

目前“两南”2/3以上注水井在油层破裂压力附近注水，造成潜在微细裂缝张开，形成注入水沿裂缝方向窜进，驱油效率下降。

主要证据有：

1）无措施注水井压降解释适合双重介质模型，表皮系数-3.5--5，续流段双对数曲线斜率为0.5左右。

2）上覆细分层系井位于原井网注水井附近的地层压力较远离注水井的地层压力高出4MPa，且采油井含水上升速度快，月上升速度30%。

3）阿3断块阿3-79井TⅢ油层在无注水情况下，加密井阿3-101的TⅢ11、12号小层含水高达99.2%。

4）阿31断块AI下、A3、哈301断块AI下储层裂缝测试表明，在所测25口井中，口口井因超破裂压力注水而存在人工裂缝，而且其发育与沉积相和开发动态反映吻合得较好（图17）。

（二）.控注稳压试验区开发形势

一）.控注稳压试验目的

通过控注稳压试验确定低渗透砂岩油藏在合理采油速度下的合理注采比和合理压力保持水平界限.

（1）研究不同注采比及地层压力对区块采液（油）速度，采液（油）指数，单井产液，产油及含水的影响，为油藏下步制定合理的注水政策提供依据。

（2）观察不同注采比条件下的地层压力保持水平的变化。

（3）观察不同注采比条件下油井含水上升，产量递减规律。

（4）观察不同注采比条件下，套损与注采比及地层压力的关系，深入研究它们的内在联系。

二）.控注稳压实施状况

为搞好控注稳压试验,分别在“两南”各选择了一个相对比较独立、高注采比、高地层压力等注水开发特征比较突出的阿3-41井区和哈24断块南进行了分两个阶段的试验（图16）。

第一阶段（97年2月-97年4、5月）。

哈24断块南日注水由346m3降到183m3，注采比由1.74降到1.34；

阿3-41井区注水量由124m3降到80m3，注采比由2.14降到1.4（图19、20）。

第二阶段（97年5、6月-目前）。

其中哈24断块南日注水继续下调到138m3，注采比由1.34下降到0.8-1.0，后又回升到1.41；

阿3-41井区，注水量下降到55-65m3，注采比由1.4下降到1.0-1.2稳定4个月后又升到目前的1.8。

（图17、18）

三）.控注稳压后的主要开发特征

1.降注初期开发生产形势稳定，后期生产形势变差

各项指标对比表明，两个控注稳压试验区的生产形势，在降注稳压试验开始后呈阶段性变化。

体现在以下几个方面：

（1）区块产液量下降较为明显

阿3-41井区日产液由97年9月份前稳定在55t左右，下降到年底的40t，日产油由初期的26t下降到20t左右稳定，8月份以后又降到9.2t（图20）。

哈24断块南则由97年四月份前的210t左右，下降到160t稳定4个月后降到122t，日产油1-7月份稳定在46-50t，8月份后下降到28t（表3、图19）。

（2）区块含水持续回升

这一点最为明显的是阿3-41井区，该井区年初平均含水55%，年末为77.6%，上升趋势没有减缓；

哈24南则呈现了由降转升的势头，由年初的80%左右降到65%，后又回升到75%。

总体看下半年呈较缓慢的回升态势。

（3）.递减呈阶段性变化

两试验区均呈现递减的阶段性变化，即第一阶段元月到3、4月份，递减基本延续96年下半年的水平，A3-41井区月递减4.5%，H24断块由7.17%加大到12.13%；

第二阶段4、5-7、8月份，递减明显减缓或低水平稳定略有加大；

第三阶段8、9月份到年底，递减明显加大，A3-41井区和H24井区分别由前阶段无递减逐渐加大到月递减14.23%和9.5%。

从注采对应关系看，见效井产液，产油量呈明显的下降趋势。

物性差，见效较差区域的油井在注水量下调后，产油量逐渐下降，伴随含水上升，目前已有不产油井7口，占两井区的36.8%，平均单井日产油与降注初期对比下降2.2t。

上述阶段性变化都与在此之前2-3个月的注水量下调对应（即注采比下调后，有明显的注水影响滞后反应的现象）,注采反应明显,注水与采油的阶段对应关系良好。

这种现象在该“两南”油田以前的降水或分注停注放压中曾出现过，而且国内其它低渗砂岩的开发也有类似的开发规律，即低渗透油藏注水时在油井上受效反应不明显，而降水后对应油井的产油量下降反应却是非常明显的。

2、地层压力上升速度减缓，吸入口流压明显下降,与产液量变化规律大体一致

从现代试井解释结果看，两试验区地层压力稳中略有回升（如图20、21），A3-41井区地层压力由22.10上升到22.47MPa，阶段上升0.37Mpa，哈南稳定在28.5MPa，回升幅度明显变缓，而在此之前两南的压力回升幅度为1.4-1.83MPa/年。

从哈24南仅有的H3-7井压力恢复资料计算分析，地层压力在该区为22.79Mpa（图21）。

从观察井的地层压力看，仅有H3-213有两个点可对比，反映地层压力由96年的26.56MPa下降到97年8月份的24.52MPa，下降2.04MPa。

吸水指示曲线也反映地层压力的下降（22、22-2）.

统计A3-41井区3口可对比井吸入口流压均呈下降趋势，典型如阿3-64井10月与4月对比（图23），吸入口流压由1.51下降到0.44MPa，日产液由10.7t下降到7.8t，且这一变化呈明显的阶段性，日产液4-8月下降了0.7t，8-10月下降了2.2t；

吸入口流压4-8月下降了0.7MPa.S，平均月下降0.14MPa.S,8-10月平均月下降到达0.26MPa。

哈24断块南部，吸入口流压的变化、液面变化也有类似的规律（见表5）。

由此可见,地层压力、吸入口流压变化与区块产液量变化规律大体一致.

3.水驱特征反映水驱效果略有变差

无论从单井还是从区块的水驱特征曲线分析，“两南”试验区的水驱状况在投入试验后开始变差，尤其是试验中后期最为明显。

从区块宏观水驱特征分析，两井区在试验期曲线均偏向累积水量轴，表现为水驱效果变差（见图24、24-2），其中哈24南部水驱特征曲线呈较明显的三段变化，即：

中间稳定、前一季度和四季度略有变差，反映了不同注采比条件下水驱状况的变化。

从单井水驱特征曲线看可明显分成两类，一是水驱效果变差类，这一类油井共有14口，占两区油井数的77.8%，其中阿3-41占83.3%，哈24南占75.0%；

二类是水驱稳定类，这类共有4口井，占油井22.2%，其中哈24南3口，阿3-41井区为1口（图25、25-2）。

从两区块的存水率与采出程度关系曲线看，存水率在九七年是急骤下降的，表现出较差的水驱状况（见图26、26-2）。

上述现象不难从微观上得到证实，在前阶段较高注采比、较高地层压力下，差层被启动，现在在注水井因套变无法实现分注的前提下，其注水井的吸水层在降压降注下差层不能继续被启动。

因此，出现主产层即高含水层出液，而低产低含水层不出液的现象，同时压力继续下降，主产层水驱波及体积相应减小，同样会引起水驱效果变差。

典型如哈24南的产吸剖面图（图27、28）

综上所述,无论是区块产量、油井递减状况、水驱状况在控注稳压的第二阶段都明显变差。

四.开发中后期的注水开发政策研究

1.历年的研究成果及控注稳压试验结论

（1）.历年的研究成果

前已述及,“双高”注水导致地下诸多矛盾,特别是在93年以后,当注采比大于2.0后,矛盾更加突出,据此认为,两南砂岩油藏的最佳合理注采比在1.5左右,由于注采见效状况不同,部分沉积相边缘区域注采比可接近2.0水平,但绝对不能大于2.0。

（2）.控注稳压试验结论

通过控注试验各阶段开发形势分析,两块采取的第一阶段1.3-1.5的注采比是合理的,这时产量无递减,地层压力回升减缓,含水上升速度也在减缓,另外,6月份降第二台阶,执行了1.0的注采比后,产液、产油均下降,含水上升,措施效果差,也从另一个侧面说明1.0或1.0以下注采比,对油田的稳产不利,这一点主要取决于前阶段的注水开发政策,因为前阶段的注水,已经造成地层裂缝的延伸、断层导水、注水乱窜、注水利用率下降等现象,因而大于1.0的注采比,在这种已形成的高压下,就是注采平衡的概念，据此认为合理注采比似乎应在1.4左右。

2.国内低渗油田的实践认识

（1）.油藏工程计算确定合理注采比

这方面主要是吉林红岗油田的萨尔图低渗透砂岩。

在1984年以后采取了用多因素综合相关分析方法确定合理注采比。

通过回归计算得出注采平衡配水量及地层压力与月注采比的相关经验公式，确定了注采比在1.2能保持该油田的注采平衡，且边部井组需达到1.6的注采比。

进一步研究表明，其油井井底流压要保持在原始饱和压力的54.3%左右，地层压力在原始压力附近，生产才较为合理。

（2）.实践的方法确定合理压力水平，合理注采比

这方面的代表是长庆的安塞特低渗透油田，大港的马西深层低渗透砂岩，通过摸索，确定了注水井底最大流动压力要低于油层破裂压力，最好为70-80%，从而规范注入压力界限；

同时马西低渗砂岩通过实践，确定了保持油藏