火山岩油藏高含水期稳产治理对策研究及应用

1、    火山岩油藏高含水期稳产治理对策研究及应用    摘 要：火山岩油藏结构复杂、储集空间多样，主要有砾间孔隙、溶蚀孔洞、裂缝、气孔等，由于这些储集空间分布的非均质性极强，造成岩石的储集性能差异较大，在精细落实油藏顶面构造形态的基础上，结合测井、岩芯、薄片进行裂缝发育规律认识，搞清安山岩的孔、洞、缝在空间中的展布特征，建立以注采井网调整、注水政策调整及采油井管理制度调整等一系综合治理对策，实施后见到良好成效。关键词：火山岩油藏；高含水期；治理对策doi：10.16640/ki.37-1222/t.2017.22.0381 油田开发概况及存在的主要问题1

2、.1 油田开发概况阿北安山岩油藏位于二连盆地阿南凹陷阿尔善构造带中部，于1989年10月同步注水投入开发，迄今为止已开发了近30年。在经历了早期产量上升，弹性开采；边底部注水见效，高产稳产；内部注水导致产量大幅递减，油田低速开发等三个开发阶段。断块面临诸多问题和矛盾制约着进一步深度调整治理。1.2 火山岩油藏存在主要问题注水易形成沿裂缝水窜，阿北安山岩油藏从宏观上看是一个块状连通体，但由于安山岩体内是以角砾结构为主的缝孔层和块状致密层交替出现，因此阿北裂缝性油藏注，水驱油成效不好。水后，注入水极易沿裂缝水窜，造成油井暴性水淹，采出程度较低，形成暴性水淹地层压力保持水平较低，目前阿北油田的地层压

3、力分布差异较大。裂缝方向认识不清对裂缝的认识仅仅局限于注采见效关系的分析，裂缝认识具有很大局限性，对裂缝的展布规律及无井区的裂缝分布情况均没有整体的认识，导致综合治理难度大，对井网调整依据不足。2 稳产治理对策研究2.1 开展了阿北火山岩油藏的地质特征再认识开展火山岩期次的划分与对比选取地层厚度大，喷发期次全的井作为标准井，阿三段安山岩分为三期喷溢，第期喷溢规模最大，第期喷溢规模其次，第期喷溢规模最小。第期喷溢+类有效厚度分布不均。精细地震资料解释、落实阿北火山岩顶面形态阿北安山岩顶面构造，整体为一背斜，受多条断层的切割而造成破碎。从而形成了安山岩顶面整体上以背斜为特征、以断垒为主要格局、高点

4、呈北东向分布的形态特征。安山岩本身具有发育的原生层状、柱状节理缝。而在漫长的地质演变过程中，经历了长期的风化淋滤作用和多次期构造运动，使得储集层同时具有发育的次生构造缝和风化溶蚀裂缝。可分为三种不同成因类型的裂缝，按裂缝成因：第一种：早期成岩作用时期形成的层状及柱状节理缝。第二种：构造成因的构造裂缝。第三种：风化及溶蚀作用形成的溶蚀裂缝。2.2 开展了阿北安山岩油藏的开发特征再认识在分析开发历史基础上，结合阿北安山岩油藏自身特点，开发主要表现为以下特点：裂缝发育程度控制油井投产初期的产量分布，缝孔段厚度越大且裂缝越发育，单井产量越高，而裂缝发育较差的区域单井产量普遍较低；大的构造缝是地下渗流的

5、主要通道，在注水开发初期阶段，受效较好，产量高而且稳定的油藏分布在断层的附近，但随着裂缝的沟通及而远离断层区的油井注水关系较差，产量普遍偏低。2.3 开展了油藏剩余油分布规律的研究通过研究储量的纵向、平面动用状况，结合可采储量的预测，搞清了目前主要存在的3种剩余油分布：一是渗透率方向差异导致平面水驱不均而形成剩余油分布，二是注入水重力作用导致油层高部位留下的剩余油分布，三是大型裂缝连通导致注入水严重窜进的剩余油分布。在前述研究基础上，提出了阿北安山岩油藏稳产技术对策，确定以恢复地层压力为目的，通过注水调整，改变液流方向等办法，以实现水驱开发效果的改善。3 整体研究、整体治理，裂缝性油田综合治理

6、成效显著3.1 针对性开展治理对策研究按照地层压力分布高低、裂缝发育程度、注入水沿裂缝水窜特点，制定了油藏顶部、处于网状裂缝发育区、地层压力相对较高的注水井，长周期关井；油藏腰部，处于裂缝条带上的注水井，采取长周期注水，裂缝条带两侧、地层压力相对较高的注水井，采取短周期开井注水，地层压力相对较低的注水井，采取注采比1.0的温和注水；处于油藏边部注水井，采取注采比1.0均衡注水。坚决停注造成高产油井暴性水淹的高部位注水井，补充能量以低部位注水井来实现。通过对多口井的连续测压结果反映，该处目前地层压力保持在3.2mpa左右，大部分区域的地层压力已低于原始地层压力的50%，构造高部位压力严重不足，在

7、目前能力补充不足的情况下，尽量对该区实施稳压方式开采，避免压力持续下降。视生产变化情况，适当恢复周期注水关井的井。继续对周期注水开井的井实施周期注水关井。继续对分注井进行层段轮注。3.2 现场实施及取得的效果前期开展针对性的治理的前提下，阿北油田开发形势持续好转，油田日产油量出现连续三年持续上升，水驱状况好转、稳产基础加强。含水上升率持续下降。4 结论（1）裂缝油藏对裂缝及孔洞在平面及空间展布的认识关系到整个油藏的综合治理措施及调整依据，利用联合反演开展孔縫预测具有较好的效果；（2）裂缝性油藏前期的注采井网不能满足后期开发需求，需要开展满足注水调整的井网调整政策，宜高部位采油，低部位注水，同一裂缝带上不宜形成一对一的注采关系；（3）裂缝性油藏的高含水期开发调整关键是对地下剩余油分布的认识，从而开展整体注水政策的调整；（4）裂缝性油藏有别于砂岩油藏，宜采用小泵径、小冲程、低冲次的生产参数进行生产，避免提液速