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摘 要：作为低孔低渗的普通型稠油油藏，奈曼油田固有的原油属性与储层的性质使得地层中的天然能量匮乏、压力下降迅速，导致一次性采收率处于低水平，这就给油田的开发带来了一系列的挑战，当前阶段，地层能量的补充主要依靠的是注水。本文将从奈曼油田的储层的性质和实际的生产状况着手，对油田注水开发进行动态的分析。
关键词：奈曼油田；注水；开发
奈曼油田处于在内蒙古通辽市奈曼旗凹陷正处于开鲁盆地中的一个次级负向构造单元区域，凹陷的面积达到800，而奈曼油田就坐落于这样一个凹陷地带中，该凹陷由于区域内部断裂带受到方向控制，最终划分出了三部分的二级构造带，分别是西部断阶带、中央洼陷带、东部缓坡带，而中央洼陷带则是现阶段油气勘探的主要活动区域，具体来说，奈曼油田正处在该中央洼陷带双河背斜上，含油储层主要是九佛堂组。处于这样一个特定的地理位置上，要对奈曼油田进行注水开发必然需要面对很多问题。本文将针对相关问题展开探讨。
1 奈曼油田油藏的地质特征
对奈曼油田的油藏地质特征进行探究，主要包括以下几点。第一，油田储层中的岩性存在较大的差异、物性较差，属于低孔低渗的储层类型。其中九上段储层的岩性是粉砂岩、细砂岩、砂砾岩与粗砂岩的混合，其平均的孔隙度大约为14%，而平均渗透率为0.0122μ；九下段储层的岩性是褐灰色的凝灰质细砂岩与凝灰质粉砂岩，其平均孔隙度大约为百分之九点五，而平均渗透率达到0.00023μ。第二，奈曼油田中的原油具有较大的粘性，处于地层条件下的油水呈现的粘性比相对较高。处于九上段地层条件中，其油水的粘性比大约保持在380Pa·s -1780Pa·s之间，平均粘性比则为384.5Pa·s；处于九下段地层条件中，其油水的粘性比大约保持在40Pa·s-380Pa·s之间，平均粘性比则为94.8Pa·s。第三，奈曼油田油层的连通性不高。从客观角度来说，不同油层受到各种外在因素的综合影响会使得最终呈现出来的连通系数存在差异，即便是处于同一层面也会因为诸如平面非均质性的干扰而在井距不同的情况下出现较大的连同系数差距。在奈曼油田中，九上段中，井距为165米时油层的连通系数为百分之七十二；九下段中，井距为165米时油层的连通系数为百分之六十，而井距为270米时油层的连通系数仅仅达到百分之四十三。第四，奈曼油田中储层的水敏性高。奈曼油田九上段的粘土的含量大约为9.8%，而九下段的粘土的含量大约为6.15%，也就是说，九上段和九下段的粘土含量均在5%以上。第五，奈曼油田的底层表现为“中断层与人为裂缝同时存在”。奈曼油田地层中的这一现象使得油田的整体构造趋向复杂。
2 奈曼油田油藏开发的特点论述
对奈曼油田油藏开发的特点进行论述，主要从其地层能力、底层压力、自然产能等方面着手，具体分为以下五点。第一，奈曼油田的地层能力匮乏，对其采取压裂之后的初期产量相对较高，但是在之后的一段时间内产量会迅速下降。第二，奈曼油田的地层压力低且下降迅速。第三，奈曼油田的自然产能不高，在对油藏进行开发时需要借助于压裂改造投产来对这一劣势加以弥补。第四，缺乏无水采油期，区块的含水呈现较大的上升速度。第五，奈曼油田的油藏呈现出存在裂缝与渗透率低的两个特征，使得注入水推进表现出了较为突出的方向性。
3 奈曼油田注水开发的动态方案论述
3.1 先导注水试验区注水方式的确定与具体要求
3.1.1 如何有效确定注水方式
2006年，奈曼油田正式投入开发，而开始注水却是在一年以后，与此同时还通过人工改造技术来调整改良储层物性以满足生产的需求。在油田主体部位的井层系完成归位之后，采用的注水方式时井距270米、排距90米，类似于长度和高度都为165米的平行四边形斜反九点法面积注水，在初期阶段，通过注水实验反馈的实际效果来对具体的情况进行判断并规划制定出能够推动奈曼油田全面化开发注水的方案。
3.1.2 先导注水试验区注水方式使用的具体要求
在奈曼油田注水开发过程中，防膨是至关重要的一个处理细节，在对74-34井、70-30井的吸水情况和渗透率、泥质含量、孔隙度进行分析之后，我们可以发现注入的是常温水的水井中各个井层的相对吸水量和孔渗存在较好的对应关系，当泥质含量上升时，相对吸水量并没有表现出幅度较大的下降趋势，由此可见防膨处理发挥了很好的效用。反观注入热水的水井，因为其中添加了工业钾盐来代替防膨剂最终呈现的防膨效果并不理想，当泥质含量增加时，各个水井的相对含水量会出现明显的、逐渐的下降，和孔渗之间的对应关系也相对较差。以74-34井注水试验对象，采用热水加盐的方式进行试验，最终的结论是在地面温度为20℃时注入常温水、在地面温度为80℃时注入热水，井底的温度出现了10-16℃的温差，同时当注入水的速度下降，温差越来越小。
3.2 奈曼油田注水开发的动态方案优化
对奈曼油田的注水开发方案进行探究有以下具体方案措施。第一，完善注水与采集的对应关系，实现层系归位。在对奈曼油田进行注水开发时，通过对比现有的注采井网内的油水井层位来开展调层补孔，进而实现注、采的平衡。第二，提高注采井网的质量和水驱控制的水平。要注意井位的合理部署，对井间的距离加以优化，拓展水控制的实际范畴，进一步提升井网的连通率。第三，对注入水的水质要进行严格的把关，按照标准的要求进行掌控。要清楚A2标准的具体规定并切实执行，在硅藻土过滤和锰砂过滤的技术应用基础上，开发使用了硅藻土涂膜新技术，成为低渗透油藏的使用首例。第四，稳油控水，实现调配的动态化。对奈曼油田进行注水开发不能忽视的就是要重点关注注采单元各井组注采比与各单井产液-产油、产液-含水及注水-产液、注水-含水、注水-动液面、注采压力恢复资料等关系的参数数据，然后对其展开科学专业的分析，立足于实际的注水开发情况制定出切实可行的措施，实现调配的动态化。
在对奈曼油田进行注水开发过程中强化对注水各个方面的管理、创新改善注采系统，能够逐步提升注水的效果，保持注水区域的底层压力保持在一个相对均衡、稳定的状态，提升水驱总储量和水驱程度。方案的确定要根据特点时间段内注水状况的各项数据反馈不断完善，尽量减少注水开发对奈曼油田可能造成的损失，实现动态开发。
参考文献：
[1]赵忠义.油田注水开发动态分析[J].内蒙古石油化工，2012（10）.
[2]王敬瑶，马德胜，李军，蒋有伟，赵满萍.低渗透油藏超前注水开发井网适应性分析[J].西南石油大学学报（自然科学版），2011（02）.
关键词：奈曼油田；注水；开发
奈曼油田处于在内蒙古通辽市奈曼旗凹陷正处于开鲁盆地中的一个次级负向构造单元区域，凹陷的面积达到800，而奈曼油田就坐落于这样一个凹陷地带中，该凹陷由于区域内部断裂带受到方向控制，最终划分出了三部分的二级构造带，分别是西部断阶带、中央洼陷带、东部缓坡带，而中央洼陷带则是现阶段油气勘探的主要活动区域，具体来说，奈曼油田正处在该中央洼陷带双河背斜上，含油储层主要是九佛堂组。处于这样一个特定的地理位置上，要对奈曼油田进行注水开发必然需要面对很多问题。本文将针对相关问题展开探讨。
1 奈曼油田油藏的地质特征
对奈曼油田的油藏地质特征进行探究，主要包括以下几点。第一，油田储层中的岩性存在较大的差异、物性较差，属于低孔低渗的储层类型。其中九上段储层的岩性是粉砂岩、细砂岩、砂砾岩与粗砂岩的混合，其平均的孔隙度大约为14%，而平均渗透率为0.0122μ；九下段储层的岩性是褐灰色的凝灰质细砂岩与凝灰质粉砂岩，其平均孔隙度大约为百分之九点五，而平均渗透率达到0.00023μ。第二，奈曼油田中的原油具有较大的粘性，处于地层条件下的油水呈现的粘性比相对较高。处于九上段地层条件中，其油水的粘性比大约保持在380Pa·s -1780Pa·s之间，平均粘性比则为384.5Pa·s；处于九下段地层条件中，其油水的粘性比大约保持在40Pa·s-380Pa·s之间，平均粘性比则为94.8Pa·s。第三，奈曼油田油层的连通性不高。从客观角度来说，不同油层受到各种外在因素的综合影响会使得最终呈现出来的连通系数存在差异，即便是处于同一层面也会因为诸如平面非均质性的干扰而在井距不同的情况下出现较大的连同系数差距。在奈曼油田中，九上段中，井距为165米时油层的连通系数为百分之七十二；九下段中，井距为165米时油层的连通系数为百分之六十，而井距为270米时油层的连通系数仅仅达到百分之四十三。第四，奈曼油田中储层的水敏性高。奈曼油田九上段的粘土的含量大约为9.8%，而九下段的粘土的含量大约为6.15%，也就是说，九上段和九下段的粘土含量均在5%以上。第五，奈曼油田的底层表现为“中断层与人为裂缝同时存在”。奈曼油田地层中的这一现象使得油田的整体构造趋向复杂。
2 奈曼油田油藏开发的特点论述
对奈曼油田油藏开发的特点进行论述，主要从其地层能力、底层压力、自然产能等方面着手，具体分为以下五点。第一，奈曼油田的地层能力匮乏，对其采取压裂之后的初期产量相对较高，但是在之后的一段时间内产量会迅速下降。第二，奈曼油田的地层压力低且下降迅速。第三，奈曼油田的自然产能不高，在对油藏进行开发时需要借助于压裂改造投产来对这一劣势加以弥补。第四，缺乏无水采油期，区块的含水呈现较大的上升速度。第五，奈曼油田的油藏呈现出存在裂缝与渗透率低的两个特征，使得注入水推进表现出了较为突出的方向性。
3 奈曼油田注水开发的动态方案论述
3.1 先导注水试验区注水方式的确定与具体要求
3.1.1 如何有效确定注水方式
2006年，奈曼油田正式投入开发，而开始注水却是在一年以后，与此同时还通过人工改造技术来调整改良储层物性以满足生产的需求。在油田主体部位的井层系完成归位之后，采用的注水方式时井距270米、排距90米，类似于长度和高度都为165米的平行四边形斜反九点法面积注水，在初期阶段，通过注水实验反馈的实际效果来对具体的情况进行判断并规划制定出能够推动奈曼油田全面化开发注水的方案。
3.1.2 先导注水试验区注水方式使用的具体要求
在奈曼油田注水开发过程中，防膨是至关重要的一个处理细节，在对74-34井、70-30井的吸水情况和渗透率、泥质含量、孔隙度进行分析之后，我们可以发现注入的是常温水的水井中各个井层的相对吸水量和孔渗存在较好的对应关系，当泥质含量上升时，相对吸水量并没有表现出幅度较大的下降趋势，由此可见防膨处理发挥了很好的效用。反观注入热水的水井，因为其中添加了工业钾盐来代替防膨剂最终呈现的防膨效果并不理想，当泥质含量增加时，各个水井的相对含水量会出现明显的、逐渐的下降，和孔渗之间的对应关系也相对较差。以74-34井注水试验对象，采用热水加盐的方式进行试验，最终的结论是在地面温度为20℃时注入常温水、在地面温度为80℃时注入热水，井底的温度出现了10-16℃的温差，同时当注入水的速度下降，温差越来越小。
3.2 奈曼油田注水开发的动态方案优化
对奈曼油田的注水开发方案进行探究有以下具体方案措施。第一，完善注水与采集的对应关系，实现层系归位。在对奈曼油田进行注水开发时，通过对比现有的注采井网内的油水井层位来开展调层补孔，进而实现注、采的平衡。第二，提高注采井网的质量和水驱控制的水平。要注意井位的合理部署，对井间的距离加以优化，拓展水控制的实际范畴，进一步提升井网的连通率。第三，对注入水的水质要进行严格的把关，按照标准的要求进行掌控。要清楚A2标准的具体规定并切实执行，在硅藻土过滤和锰砂过滤的技术应用基础上，开发使用了硅藻土涂膜新技术，成为低渗透油藏的使用首例。第四，稳油控水，实现调配的动态化。对奈曼油田进行注水开发不能忽视的就是要重点关注注采单元各井组注采比与各单井产液-产油、产液-含水及注水-产液、注水-含水、注水-动液面、注采压力恢复资料等关系的参数数据，然后对其展开科学专业的分析，立足于实际的注水开发情况制定出切实可行的措施，实现调配的动态化。
在对奈曼油田进行注水开发过程中强化对注水各个方面的管理、创新改善注采系统，能够逐步提升注水的效果，保持注水区域的底层压力保持在一个相对均衡、稳定的状态，提升水驱总储量和水驱程度。方案的确定要根据特点时间段内注水状况的各项数据反馈不断完善，尽量减少注水开发对奈曼油田可能造成的损失，实现动态开发。
参考文献：
[1]赵忠义.油田注水开发动态分析[J].内蒙古石油化工，2012（10）.
[2]王敬瑶，马德胜，李军，蒋有伟，赵满萍.低渗透油藏超前注水开发井网适应性分析[J].西南石油大学学报（自然科学版），2011（02）.