黄沙坨裂缝性火山岩油藏注水开发影响因素分析

摘 要：黄沙坨油田是裂缝性边底水火山粗面岩油藏，储层属于裂缝-孔隙型双重介质，裂缝、孔隙等发育的程度、状况控制着油井的生产状态。本文介绍了油田注水开发特征，并从油藏裂缝发育状况、驱油效率、采出程度、注采井空间位置等方面分析黄沙坨裂缝性火山岩油藏注水开发的影响因素。

关键词：黄沙坨油田 火山粗面岩 注水 影响因素

黄沙坨油田是裂缝性边底水火山粗面岩油藏，渗流通道主要以裂缝为主，油藏开采产量递减大，采收率低。注水开发见效反应不明显，含水上升快甚至暴性水淹，注水后油藏能量可以得到补充，但水驱控制程度、波及范围和注水效果难以把握，国内外火山岩油藏注水成功的先例较少。本文从黄沙坨火山岩油藏的开采特点、注水特征及油井累产状况出发，对油藏的注水开发特征及分析方法进行了分析和总结。

一、黄沙坨油田概况

黄沙坨油田主要含油层系为S3火山粗面岩，属于受构造及岩性双重因素控制的边底水块状裂缝性粗面岩油藏，动用地质储量1043×104t，动用含油面积2.8km2。截止2006年2月，油田采油速度1.01%，采出程度11.08%。综合含水71.35%。地下亏空223.64×108m3。累注21.56×104m3，月注采比0.74，累计注采比0.07。

黄沙坨油藏构造为被界西和黄沙坨两条断层所夹持的断鼻，构造轴向北东-南西向，构造总体向西北倾斜，南高北低。储层为火山粗面岩，依据喷发期次自下而上分为三期。储集空间具有缝洞―孔隙双重介质特征，非均质性强[1]。原始地层压力31.5MPa，饱和压力21.6MPa，地层温度101℃，温度梯度为3.6℃/100m。

二、油田注水特征

1.注水开发方式

根据对油藏的特征及注水适应性的分析，黄沙坨油田的注水原则确定为利用边缘油井，从油藏低部位进行底部注水，结合内部点状注水使水线向油藏内部及高部位均匀推进，以达驱油目的。

2. 油藏注水特征

2.1平面水驱波及方向

由于双重介质油藏水驱油机理及地下油水运移状况和波及状况非常复杂，鉴于油藏裂缝发育情况复杂，通过示踪剂监测，证实油藏确实存在不同程度的连通，示踪剂突破时间和注水高差有关，注水高差越小，注水突破时间越短，突破浓度越高，突破速度越大。示踪剂突破时间与区域裂缝走向有关，是优先沿区域主构造裂缝方向向南北两侧推进的。

2.2 油藏地层能量回升

注水区域油藏压力在注水初期仍呈下降趋势，由注水前的19.1Mpa下降至18.5Mpa，而后压力回升，区域压力已恢复至20MPa左右，油藏地层能量得到补充恢复。

三、注水开发影响因素

黄沙坨油田储层属于裂缝-孔隙型双重介质，渗流通道主要以裂缝为主，注入水易沿主裂缝窜进。火山岩油藏注水开发的风险不可避免，注水开发的效果有限，由于火山多期喷发，加之后期冷凝、风化剥蚀、断裂活动的次生改造使储集空间进一步复杂化，多种类型的孔、洞、缝相互交织，储层非均质性强[2]，油藏注水开发效果受油藏裂缝发育状况、注水波及的方向性、注水高差、地层压力等多个因素作用共同作用的影响，大大增加了注水动态分析和调整的难度。

1.裂缝发育程度

黄沙坨油藏储集空间为孔隙―裂缝双重介质，储层物性差，基质孔隙度7-13%，渗透率3×10-3μm2以下，属不均匀、特低渗、小孔缝、细喉道型储层，储集性能较差，非均质性极强。通过岩芯资料和5700周声波成像测井对储层裂缝结构分析，储集空间主要以水平缝、网状缝和垂直缝为主，并多为未被充填的、开度较大的张裂缝。裂缝在断块主体部位发育，大多为中高角度缝，边部发育差，整体走向与断层的走向基本一致，即北东向，呈条带状分布。

火山粗面岩与砂岩的驱替机理不同，裂缝是主要的渗流通道，注水驱油接近活塞式。影响注水效果因素主要是裂缝、孔隙的发育程度及走向，裂缝发育区油井产能高，见水见效快，含水上升快；裂缝欠发育区油井产量低，见水见效慢；裂缝发育区油井来水方向与裂缝走向一致，其注水推进速度快，见效反应明显。

2.采出程度

从生产情况看，油井累产液量高，反映井周附近亏空大，地层能量损失大，影响注水后见效的快慢；累采油量高，反映井周附近油层裂缝发育（包括后期压裂改造形成的裂缝），剩余油少，影响见效后的增油效果；累采水量高，反映出水的生产层已经与水源（边底水）之间形成连通，连通的通道之间裂缝发育。

通过计算统计黄沙坨油田22口油井、注水井的累产数据，考虑到油井累计生产时间的差异，油井单井的出水规律并不因该井采出程度的升高而呈现升高的变化趋势。由于黄沙坨油田单井投产初期含水较低或不含水，油井产水主要是后期边底水锥进的结果，因此，以油井平均日产液、平均日产水为主要参数，表示油井近井地层的裂缝发育状况和与边底水的连通状况，统计得出油、水井注、采效果较好的参数参考值：平均日产液量>10t/d，平均日产水量>2t/d。

3.注采井相对位置

受注采井空间相对位置的限制，同一注采井组在平面上注水井、采油井之间的注水井距不同，同时纵向上注水层位与生产层位的注水高差也存在差异，距离不等，远近不同，在裂缝发育状况等因素相对一致的情况下，注采井的空间相对位置的差异，直接影响注水见效反应快慢，注水井距、注水高差小的见效快，反之，见效慢，这是相对于同一井组内的不同生产井而言的。

在不同注采井组间由于井组位置差异，油藏裂缝发育状况不同、地层的非均质性存在差异，注采井空间相对位置不能用绝对距离衡量，只是同井组内部相对比。

4.其它影响因素

影响黄沙坨油田注水效果的还与注水时间、注水强度等因素有关，注水时间越长、注水强度越高，井组注水见效的反应越明显，注水见效是受多个因素共同作用的结果。

四、结论及认识

1.黄沙坨火山粗面岩油藏受裂缝发育状况控制，注入水沿裂缝方向推进，裂缝控制了注水见效程度，裂缝发育区油井产能高，见水见效快，含水上升快；裂缝欠发育区油井产量低，见水见效慢。注入水大部分的走向依然是沿水淹井事先已形成的水道，没有起到驱油效果。

2.黄沙坨油田油、水井的生产效果好坏及注水效果反应快慢、好坏、注水难易程度的重要参数为油井的累积产液量，平均日产液量、累积产水量、平均日产水量。

3.注水开发有效地补充了地层能量，随着注水开发的进一步实施，可以减缓油田递减，提高采收率，改善开发效果；

参考文献

[1]曹海丽. 黄沙坨油田火山岩油藏特征综合研究[J].特种油气藏，2003，2（1）：62～65.

[2]张坤. 欧利坨子-黄沙坨地区粗面岩储层裂缝特征及平面预测研究[J] .特种油气藏，2004，11（2）：20～23.

[3]陈元春.辽河盆地黄沙坨火山岩油藏开发实践[J].新疆石油地质，2006，27（1）：71～75.

作者简介：郭文川（1979-），男，本科，工程师，2002年毕业于江汉石油学院学院石油工程系，现在辽河油田金马公司生产技术科从事采油管理工作。