新沟油田非常规储层注水开发探索与实践

苏继锋

（长江大学，湖北 荆州434023）

引 言

伴随世界油气需求的持续增长与常规油气产量的不断下降，具有较大资源潜力的非常规油气逐渐成为油气开发新领域。江汉油田非常规油气资源的发现始于1971年的盐间泥质白云岩，因工艺及技术条件限制未实现大规模开发。另一非常规油气资源是2012年3月发现的新沟嘴组泥晶白云岩油藏，目前主要依靠天然能量衰竭式开采，地层压力下降快。如何实现该油藏经济有效的开发、提高采收率，已成为下步开发工作的重点。新沟嘴组泥晶白云岩油藏注水开发的探索与实践，对江汉油田乃至世界其他同类型非常规油气藏的开发具有重要的理论和现实意义。

1 地质概况

新沟油田地理位置位于湖北省监利县新沟镇境内。构造位置位于潜江凹陷西南丫角－新沟低凸起（图1），断层发育，总体为断层复杂化的断块、断鼻构造。断层的走向、断距、延伸长度各不相同，但大都对油层起封隔作用。

图1 新沟油田构造及地理位置图

新沟油田主要含油层系为下第三系新沟嘴组下段Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油组。其物源来自潜江凹陷西北部的汉水物源，Ⅱ油组属于湖浸沉积时期，三角洲沉积向岸退去，半深湖沉积面积逐渐扩大，属低位域沉积，是较为安静的水体环境。储层岩性主要以泥晶白云岩为主，夹有薄层泥岩，同时夹有石膏，形成互层。储层主要发育在湖泊与三角洲前缘之间的过渡带，是机械沉积与化学沉积共同作用的结果。该层也是良好的生油层，属于自生自储类型。胶结物以白云质、灰质为主，平均含量24.3% ，胶结类型以孔隙式为主，粘土成分为伊利石和绿泥石，平均孔隙度为13.7% ，平均渗透率为0.21×10－3μm2，属于中－低孔超低渗储层。研究表明，新下Ⅱ油组属于源储共生，累计厚度大，分布稳定，开发潜力较大。

2 开发历程及特征

2.1 开发历程

2.1.1 发现阶段

在新沟油田二次开发过程中，通过大量电测曲线的对比及录井资料的分析，发现在新沟地区新下Ⅱ油组特殊岩性的泥灰岩夹砂泥岩分布广泛，泥灰岩具有丰富的油气显示，对比后优选新135井做大型压裂试验，压裂单采下后，日产油达到了2.5t。随后在新二区优选新79斜－3井，外围新76、新30井试油复查，同样在新下Ⅱ油组获得了产能，从而发现了新沟非常规储层。

2.1.2 试采阶段

一方面对已研究区域部署直井和水平井评价各层的含油性和产能，摸索合理的开采方式；另一方面继续对非常规储层进行滚动勘探，分别在有利区部署评价井、探井，并利用老井试油复查，初步确定了新下Ⅱ油组的含油面积（图2）。

图2 新沟油田Ex下Ⅱ油组含油面积图

3）注水试验阶段。通过新79斜－7井组1注4采的点状注水，新87井区8注12采的行列注水井网对新沟非常规储层的注水开发规律进行研究。

2.2 开采特征

1）油井压裂获得一定产能。新沟泥晶白云岩油藏油井均采取压裂投产，水平井试采效果好于直井，水平井产能约为直井的3倍。

2）油井投产即含水，平均含水80% 左右。但三套层系产能差异大，平面上存在“甜点”区域，新一区主力层为新下Ⅱ第三套层，平均含水85% 左右，新二区主力层为新下Ⅱ第一套，平均含水55% 左右。

3）油井产量递减明显，天然能量不足，初期递减快，年递减50% 左右，后期递减减缓进入低速稳产期。

3 注水开发探索与实践

3.1 注水开发的可行性评价

3.1.1 注水开发效果

以江汉油田盐间泥质白云岩为例，超前注水或同步注水方式采油能够获得较高的生产能力。实施注采试验6个井组，其中4个井组见效，受效率达66.7% 。其中王云3斜－5－7井先期注水1年6个月后，王4新斜11－4C投产，投产后保持较长时间的稳产开发，目前日产油仍保持在2t。

3.1.2 室内岩心试验

通过对新斜1171井取心段6块岩心的润湿性分析，综合认为新沟地区岩石亲水，有利于注水开发；天然裂缝大多被石膏充填，多为无效缝，以基质型储层为主，注水开发不会发生大规模水窜；根据室内实验结果，新沟白云岩水驱油效率较高，具备水驱动用条件，注水开发可提高采收率7% 。但储层同时表现为中等－强速敏、中等偏强－强水敏。因此，建议注水开发前进行注入水水质配伍性试验，提出具体的水质指标并严格控制注采速度。

3.1.3 注入水配伍性试验

通过对新二站产出污水、浅层清水及二者混合水进行室内离子分析、相互的配伍性及与地层岩石配伍性研究，提出新沟油田注入水水质标准指标和注水要求：在目前新下II注入水水源不足的情况下，建议实施清污混注。新二站在站内进行清污混合，去除悬浮物后回注储层，各种采出水单体及混合水均存在严重结垢趋势，势必产生大量垢物，必须制定合理的水处理措施：一是对站内现有加药系统进行改造，延长药剂溶解时间；二是筛选合适的水处理药剂，药剂应包括阻垢剂、杀菌剂及缓蚀剂，其中清水中投加防膨剂及阻垢剂；三是新改造的水处理工艺中，应选择8μm以下过滤器。

3.2 新79斜－7井组注采试验

新79斜－7井组利用新79斜－7井打塞补孔压裂E2x22（5）注水，与周围油井新79斜－4、新79斜－5、新79斜－8和新71井形成1注4采注采井网，日注水30m3，初期注水压力12.5MPa，目前15.0MPa，累计注水19 335m3，邻井虽未明显见效，但递减速度变缓，特别是新71井投产后连续6个月稳产在2.3t／d。

3.3 新87井区新下Ⅱ油组注水试验

2014年在新87井区开展注水试验，采用交错排状驱的面积注水井网，500＊80m、500＊120m井排距整体部署，共投注水井8口；投产油井10口（含水平井1口），与2口老井一起，形成8注12采行列注水井网（图3），水驱控制程度100% ，多向受效率达89.8% 。

图3 新下Ⅱ油组注水先导试验区部署图

3.3.1 地层吸水状况分析

井区初期注水井平均注水压力13.5MPa，目前注水井平均注水压力16.1MPa，启动压力在14MPa以上，测得的吸水指示曲线呈线性关系，各井视吸水指数存在差异，平均视吸水指数140m3／MPa·d；裂缝性水驱前缘测试显示，在注水井未压裂增注条件下仍存在裂缝，裂缝方向主要为北东向。

3.3.2 分层吸水能力分析

根据已测8口井11个井次的吸水剖面成果，各井Ⅱ1、2小层吸水能力不同，吸水状况层内不均匀，西部井组Ⅱ1小层吸水能力稍好于Ⅱ2小层；东部井组Ⅱ1小层吸水能力差于Ⅱ2小层，表明存在吸水差异。分析认为与射孔井段内裂缝位置有关。

3.3.3 油井受效情况分析

根据砂体西部4口注水井注示踪剂取样结果，对应8口油井中有6口井见到示踪剂，见剂的方向与地应力及裂缝方向没有明显的相关性，见剂油井没有明显见效反应，均呈现液量下降含水上升的趋势，产量递减趋势与天然能量开发油井相似。砂体东部高含水区域4口井中有2口油井出现了液量明显上升的动态变化，其中新54斜－42井的液量与注水井新57斜－41的注水呈现出明显的对应关系，但未见到增油量，井组见效见水规律有待进一步观察。

4 结论与建议

1）泥质白云岩室内评价显示注水开发具有可行性，采收率可提高7%。

2）新79注采井组虽见效不明显，但井组产油量递减减缓。

3）新87井区注采试验井组，无论是油水井生产动态还是动态监测资料均显示油水井有一定的对应关系，但未见到明显增油效果，见水见效特征需继续观察。

4）矿场试验与室内评价存在一定差距，特别是注入水质相对实验室有很大差别。因此，下步应进一步做好注入水与地层的配伍性研究，严格按照水质标准注水，同时对现有注水井进行平面和纵向的注水量和注水方式的调整，进一步摸索注采规律。

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