奈曼油田優化注水提高開發效果
地質礦產
作者：趙繪青
摘要：奈曼油田為低孔低滲普通稠油油藏，儲層特性和原油性質導致地層天然能量不足、壓力下降快、開發難度大，目前主要依靠注水補充地層能量。文章主要根據奈曼油田儲層特性，並結合油井生產實際情況，對該油田注水的必要性、可行性進行論述，提出合理優化注水開發方案和取得的主要認識。
關鍵詞：奈曼油田；低孔低滲；普通稠油油藏；優化注水
中圖分類號：TE869 文獻標識碼：A 文章編號：1009-2374（2013）23-0081-02
奈曼油田位於內蒙古自治區通遼市奈曼旗境內，奈曼旗凹陷是開魯盆地西南側的一個次級負向構造單元。凹陷走向NE向，麵積800km2。受區內北北東向斷裂控製，分為三個二級構造帶，即東部緩坡帶、中央窪陷帶、西部斷階帶，中央窪陷帶是目前油氣勘探的主要地帶。奈曼油田構造上處於奈曼旗凹陷中央窪陷帶的雙河背斜。主要含油目的層九佛堂組。
1 油藏地質特征
（1）儲層岩性差異大、物性差，屬低孔、低滲-超低滲儲層。九上段儲層岩性為砂礫岩、粗砂岩、細砂岩和粉砂岩。平均孔隙度為14%；平均滲透率12.2×10-3μm2。九下段儲層岩性為褐灰色凝灰質細砂岩，凝灰質粉砂岩，平均孔隙度為9.5%，平均滲透率為0.23×10-3μm2。
（2）儲層強水敏性。九上段粘土含量9.8%，九下段為6.15%，均超過5%；粘土礦物中伊蒙混層含量占19.3%，高嶺石含量占58.2%；儲層敏感性評價為強水敏，不利於注水開發。
（3）原油粘度大，地層條件下油水粘度比高。九上段地層條件下油水粘度比380～1780mPa·s，平均384.5mPa·s；九下段地層條件下油水粘度比40～380mPa·s，平均94.8mPa·s。
（4）油層連通性差。不同層位連通係數不同，相同層位由於平麵非均質性影響，不同井距其連通係數差異較大。九上段165m井距連通係數72%；九下段270m井距連通係數僅為43%，165m井距時連通係數為60%。
（5）地層壓力係數低，原始地層壓力係數為0.93MPa。
（6）地層中斷層和人造裂縫共存，構造複雜。
2 油藏開發特點
（1）自然產能低，需輔助壓裂改造投產；（2）地層能量不足，壓裂後初期產量較高，但遞減較快；（3）地層壓力下降快；（4）油藏具有低滲透率與存在裂縫雙重性，注入水推進有明顯的方向性；（5）沒有無水采油期，區塊含水上升快。
3 優化注水開發方案
3.1 先導注水試驗區確定注水方式及要求
3.1.1 注水方式的確定。奈曼油田2006年投入開發，2007年開始注水，為滿足生產需要，同時進行人工改造儲層物性，在奈曼油田主體部位井層係歸位後，采取井距為270m、排距為90m，相當於165m×165m平行四邊形斜反九點法麵積注水方式注水，通過先期注水實驗效果確立適合奈曼油田進入全麵注水開發階段的方案。
3.1.2 注水要求。防膨對奈曼油田的注水開發至關重要。綜合對比74-34井、70-30井的吸水狀況與泥質含量、孔隙度、滲透率的關係發現，注常溫水水井各層相對吸水量與孔滲對應關係較好，隨著泥質含量的增加，相對吸水量沒有下降的趨勢，說明防膨劑起到了主要作用。而注熱水由於加入工業鉀鹽，防膨效果不如防膨劑，其各層相對吸水量隨泥質含量的增加而逐漸下降，而與孔滲關係變得不密切。通過對74-34井采取熱水加鹽注水試驗，得出注入常溫水（地麵20℃）和熱水（地麵80℃），在井底的溫差相差10℃～16℃，且隨注入水速度的下降，溫差逐漸變小。注熱水和注常溫水的儲層動用程度均為50%左右，差異不大。因此可采取常溫注水。
3.2 總結並優化注水開發方案
3.2.1 層係歸位，完善注采對應關係。對現有注采井網內油水井層位進行比對，實施調層補孔，達到有注有采。