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奈曼油田优化注水提高开发效果 　　摘要：奈曼油田为低孔低渗普通稠油油藏，储层特性和原油性质导致地层天然能量不足、压力下降快、开发难度大，目前主要依靠注水补充地层能量。文章主要根据奈曼油田储层特性，并结合油井生产实际情况，对该油田注水的必要性、可行性进行论述，提出合理优化注水开发方案和取得的主要认识。 　　关键词：奈曼油田；低孔低渗；普通稠油油藏；优化注水 　　中图分类号：TE869 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）23-0081-02 　　奈曼油田位于内蒙古自治区通辽市奈曼旗境内，奈曼旗凹陷是开鲁盆地西南侧的一个次级负向构造单元。凹陷走向NE向，面积800km2。受区内北北东向断裂控制，分为三个二级构造带，即东部缓坡带、中央洼陷带、西部断阶带，中央洼陷带是目前油气勘探的主要地带。奈曼油田构造上处于奈曼旗凹陷中央洼陷带的双河背斜。主要含油目的层九佛堂组。 　　1 油藏地质特征 　　（1）储层岩性差异大、物性差，属低孔、低渗-超低渗储层。九上段储层岩性为砂砾岩、粗砂岩、细砂岩和粉砂岩。平均孔隙度为14%；平均渗透率12.2×10-3μm2。九下段储层岩性为褐灰色凝灰质细砂岩，凝灰质粉砂岩，平均孔隙度为9.5%，平均渗透率为0.23×10-3μm2。 　　（2）储层强水敏性。九上段粘土含量9.8%，九下段为6.15%，均超过5%；粘土矿物中伊蒙混层含量占19.3%，高岭石含量占58.2%；储层敏感性评价为强水敏，不利于注水开发。 　　（3）原油粘度大，地层条件下油水粘度比高。九上段地层条件下油水粘度比380～1780mPa?s，平均384.5mPa?s；九下段地层条件下油水粘度比40～380mPa?s，平均94.8mPa?s。 　　（4）油层连通性差。不同层位连通系数不同，相同层位由于平面非均质性影响，不同井距其连通系数差异较大。九上段165m井距连通系数72%；九下段270m井距连通系数仅为43%，165m井距时连通系数为60%。 　　（5）地层压力系数低，原始地层压力系数为0.93MPa。 　　（6）地层中断层和人造裂缝共存，构造复杂。 　　2 油藏开发特点 　　（1）自然产能低，需辅助压裂改造投产；（2）地层能量不足，压裂后初期产量较高，但递减较快；（3）地层压力下降快；（4）油藏具有低渗透率与存在裂缝双重性，注入水推进有明显的方向性；（5）没有无水采油期，区块含水上升快。 　　3 优化注水开发方案 　　3.1 先导注水试验区确定注水方式及要求 　　3.1.1 注水方式的确定。奈曼油田2006年投入开发，2007年开始注水，为满足生产需要，同时进行人工改造储层物性，在奈曼油田主体部位井层系归位后，采取井距为270m、排距为90m，相当于165m×165m平行四边形斜反九点法面积注水方式注水，通过先期注水实验效果确立适合奈曼油田进入全面注水开发阶段的方案。 　　3.1.2 注水要求。防膨对奈曼油田的注水开发至关重要。综合对比74-34井、70-30井的吸水状况与泥质含量、孔隙度、渗透率的关系发现，注常温水水井各层相对吸水量与孔渗对应关系较好，随着泥质含量的增加，相对吸水量没有下降的趋势，说明防膨剂起到了主要作用。而注热水由于加入工业钾盐，防膨效果不如防膨剂，其各层相对吸水量随泥质含量的增加而逐渐下降，而与孔渗关系变得不密切。通过对74-34井采取热水加盐注水试验，得出注入常温水（地面20℃）和热水（地面80℃），在井底的温差相差10℃～16℃，且随注入水速度的下降，温差逐渐变小。注热水和注常温水的储层动用程度均为50%左右，差异不大。因此可采取常温注水。 　　3.2 总结并优化注水开发方案 　　3.2.1 层系归位，完善注采对应关系。对现有注采井网内油水井层位进行比对，实施调层补孔，达到有注有采。 　　3.2.2 完善注采井网，提高水驱控制程度。合理部署井位，优化井间距离，扩大水驱控制范围，提高井网连通 　　程度。 　　3.2.3 严把注入水水质标准关。严格执行A2标准，在常规二级过滤（锰砂过滤与硅藻土过滤）技术上，研究应用了硅藻土涂膜技术，开创了低渗透油藏使用先例。 　　3.2.4 动态调配，稳油控水。根据注采压力恢复资料、注采单元各井组注采比及各单井产液-产油、产液-含水及注水-产液、注水-含水、注水-动液面等5种关系参数，进行相关分析，制定调配措施。 　　4 优化注水开发的效果 　　（1）加强注水管理，注水质量稳步提高。通过强化注水井资料录取、加大水质检测、更换防腐油管、更换小量程流量计、强化洗井制度、加大水井测调等措施，注水质量稳步提高。水质监测结果反映，井底悬浮物含量已由2011年的1381mg/L下降至17.69mg/L，含油量由116