黄志伟 吴欣梦
长庆油田分公司第十一采油厂 甘肃庆阳 745000
摘要:镇北油田长8油藏储层微裂缝发育，主向井含水易上升，储层非均质性强，隔夹层发育导致剖面水驱不均，水驱动用情况差异较大，为改善剖面矛盾，延缓主向井含水上升速度，2016年开始，我从试验到推广周期注水政策，有效延缓含水上升速度，提升水驱波及体积，提升油藏最终采收率，改善开发效果。
关键词：长8油藏 裂缝 水驱 周期注水
引言
镇北油田属陕北斜坡西南段，局部构造位于庆阳鼻褶带，构造形态为一个西倾单斜。长8层构造对油气没有明显的控制作用，为典型的岩性油藏，构造坡度平缓，地层倾角约0.5°-0.7°，局部有微弱鼻状构造，属于三角洲前缘亚相沉积环境，主要有3种微相类型，即水下分流河道、河口坝、分流间湾。该区长8期正处于湖盆扩张的早期阶段，物源供给比较稳定，长8油层组沉积时期，镇北地区主要发育受西南物源控制，镇北地区长8油层组属于典型的浅水三角洲其沉积相可划分为浅水三角洲平原、浅水三角洲前缘和前浅水三角洲3个亚相，进一步细分为分流河道、分流间洼地、沿岸砂坝、水下分流河道、分流间湾等微相类型。
一、油藏地质特征
镇北油田研究区西部主要为沿岸砂坝沉积，河口处水动力减弱，发育交错层理、波纹层理等，主要发育镇252和镇287等油藏，；东部为水下分流河道沉积，具有水下沉积特征，以块状层理、平行层理为主，主要发育镇53等油藏。镇北地区长8储层以岩屑长石砂岩为主。
填隙物以水云母、绿泥石、铁方解石为主。总体表现为自东向西、从北到南填隙物含量增高，绿泥石含量降低，水云母含量增高，方解石含量以镇6-镇8含量最高。西部大面积厚层砂体分布区缘绿泥石十分发育，其含量一般大于4%，最高达13.2%，平均为6.5%；而东部砂体相对较薄区域，铁方解石是最主要的胶结物，其次是伊利石和绿泥石。镇北地区长8孔隙类型以粒间孔为主，长石溶孔次之。面孔率自西向东呈下降趋势平均面孔率4.4%。镇北油田长8储层平均排驱压力0.69MPa，最大连通喉道半径为1.07μm；平均中值压力6.74MPa，中值半径0.11μm；主要以微细喉为主，喉道分选系数2.56，变异系数0.24，分选较差；最大进汞量81.58%；退汞效率平均为29.43%；平均孔径22.26μm，属中孔微细喉型。自西向东平台段变缓，反映分选性变好。砂岩储层孔隙度分布范围较宽，为0.8～18.76%，平均值为9.4%，在孔隙度分布直方图上主峰位于8～12%之间，其次为4～8%。镇北地区长8油层组砂岩储层渗透率分布范围较宽，为0.001～22.35×10-3μm2，平均值为0.815×10-3μm2，在渗透率主峰位于0～1×10-3μm2之间，其次为1～2×10-3μm2之间，大于2×10-3μm2的样品非常少。镇北长8西部平均渗透率变异系数1.14，渗透率级差1.11，渗透率突进系数16.3，储层强非均质性；东部平均渗透率变异系数1.72，渗透率级差0.93，渗透率突进系数4.3，储层中等非均质性。
从岩芯观察、测井曲线、吸水剖面、压力测试等综合分析，镇北长8油藏裂缝普遍发育。镇北长8油藏储层微裂缝的发育对油藏水驱方向起到控制作用，注入水首先沿为裂缝方向突进，造成裂缝向油井水淹。通过116口井岩芯观察，有37口井见到裂缝，结合示踪剂、脉冲试井、动态验证等方法，长8裂缝以北东75°方向为主，兼有北东45°、北东105°方向。长81的裂缝以张性裂缝为主，大多为油、沥青和方解石半充填，多为斜交裂缝和垂直裂缝。研究区西部超低渗油藏裂缝以北东75°方向为主，兼有北东45°、北东105°方向，东部特低渗油藏裂缝方向与最大主应力方向一致为北东75°。根据37口井岩心观察，高角度裂缝占49%，垂直裂缝占28%，水平缝占23%，整体以高角度裂缝为主。成像测井分析长8裂缝大多为斜交裂缝和垂直裂缝，裂缝角度在50-85°之间。
二、开发现状
镇北油田长8区域采油井总井数近千口，开井约900口，注水井总井数400多口，周期注水后（2016-2021年）镇北油田长8区块日产油保持稳定，约1000吨；年含水上升率由1.3%下降至1.1%，两项递减指及含水上升率指标变好,与2016年同期相比，镇北油田长8区水驱控制程度逐年上升，整体开发形势变好。
裂缝对低渗透油藏渗流有控制作用，注水井与采油井裂缝沟通后发生水窜，见水后油井迅速水淹，主要呈裂隙-孔隙性见水特征。影响含水上升的因素主要有地质因素和开发因素，地质因素主要包括低电阻物性差、储层裂缝发育；开发因素主要是主向改造规模偏大易导致裂缝沟通。镇北油田长8油藏见注入水井近200口，其中主向见水井100多口，侧向见水井80多口，占比约43%，孔隙型见水比例约45%。
三、开发矛盾
平面上，长8油藏储层微裂缝普遍发育,受裂缝影响,主向井含水上升速度快,呈现孔隙-裂缝型见水特征。侧向井常规注水受效程度逐年变差，受井网井排距偏大的影响，部分特低渗、超低渗油藏侧向井产能逐年降低，整体水驱效果欠佳，部分超低渗油藏注采比达到3.0以上、。2013年到2015年以来含水上升井50多口,损失产能70余吨，其中主向见水井40多口,含水上升率由1.0上升之1.3%。。
剖面上，长8油藏隔夹层发育，平均厚度3.5m，层内非均质性强，纵向上局部发育高渗带，常规注水易沿高渗段及低压区突进，常规注水效果差，剖面上单层水淹风险高，近三年吸水不均井近190口，剖面吸水不均导致水驱动用程度差异大，剩余油动用程度差异大，严重制约油藏高效开发。
四、周期注水制度
通过周期性的改变注入量，在地层中造成不稳定的压力场，使流体在地层中不断重新分布，提高采出程度。一是扩大非均质性强储层水驱波及体积，二是提高裂缝性油藏低渗层段动用程度，促进渗流和渗吸同步发生，裂缝和基质相互渗流，最大程度减缓贾敏效应，改善储层渗流能力，提升水驱效果。
模拟表明，储层的非均质性越强，周期注水效果越好。周期注水效果与非均质性不是一条严格的单调曲线，在储层厚度相同的情况下，储层的非均质性越强，自注水开发以来的累计采油量比的最大值越大，相同周期注水时间内，储层联通性越好，周期注水效果越好。
纵坐标R＝A+B/A+C
A—周期注水前相同时间累计采油量
B—周期注后前相同时间累计采油量
C—预测前相同时未实施周期注水累计采油量
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2016—2017年扩大实践井组至14个，通过理论计算、示踪剂监测、矿场试验和数值模拟，初步确定了各项注水参数，合理注水方式为交互增注，注水周期20天（20天/10天），注水波动幅度20方（30方/10方），见效率26.5%。
2018年继续扩大试验，实施周期注水26个井组，对应采油井64口，见效20口，调整注水周期20天（20天/10天），注水波动幅度20方（30方/10方），见效率31.3%。
2019~2020年扩大周期注水至653个井组，平均注水周期15天（15天/15天），平均注水波动幅度20方（30方/10方），其中镇339等长8超低渗油藏实施长周期小水量差注水,镇218等长8特低渗油藏实施短周期大水量差注水,区域整体见效率约36%左右。
结束语
镇北油田长8超低渗油藏裂缝发育明显，井排距较小，更适合大周期小水量差的周期注水政策，注水周期应控制在30天以上，其中增注周期控制在15-25天之内。同时，长8超低渗油藏裂缝发育明显，井排距较小，更适合大周期小水量差的周期注水政策，注水周期应控制在30天以上，其中增注周期控制在15-25天之内。并且长8裂缝油藏实施周期注水可以有效延缓含水上升速度，达到控水增油的目的。在开发早期实施周期注水，效果更为明显，可以有效提升油藏最终采收率，改善油藏水驱效果。但是，相对于“同增同减” 周期注水方式，“交互式”更有利于提升非均质油藏的水驱波及体积，增油效果更好。
参考文献
[1]夏位荣等. 油气田开发地质学[M].石油工业出版社,1998.
[2]陈元千.实用油气藏工程方法.东营：石油大学出版社，1998.