超低滲透油藏超前注水開井時機研究

黃戰(zhàn)衛(wèi)，李書靜，林 剛 郭 兵，張?zhí)旖?，?元（長慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安716009）

超低滲透油藏超前注水開井時機研究

黃戰(zhàn)衛(wèi)，李書靜，林 剛 郭 兵，張?zhí)旖埽?元（長慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安716009）

針對安塞油田超低滲油藏物性差、難以經(jīng)濟有效開發(fā)的現(xiàn)狀，對其超前注水區(qū)油井開井時機進行了研究，在地質(zhì)和滲流特征分析的基礎(chǔ)上，從理論計算和礦場驗證兩個方面入手，具體提出并量化了以現(xiàn)場壓力測試數(shù)據(jù)、累積注水量等為依據(jù)的兩個主要參數(shù)，對超低滲油藏的后期開發(fā)將起到重要指導(dǎo)作用。

超低滲透油藏；超前注水；開井時機

超低滲透油藏主要是指滲透率小于1.0×10－3μm2、埋深2000m左右、單井產(chǎn)量較低、過去難以經(jīng)濟有效開發(fā)的油藏。安塞油田超低滲油藏開發(fā)在精細地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，前期主要通過優(yōu)化井網(wǎng)形式、儲層改造、超前注水等技術(shù)手段來實現(xiàn)該類油藏的合理有效動用，而超前注水區(qū)油井合理的開井時機對提高油井產(chǎn)能恢復(fù)程度及保持含水率的穩(wěn)定有著十分重要的現(xiàn)實意義。

1 超低滲透油藏地質(zhì)特征

安塞油田目前開發(fā)的超低滲油藏位于已開發(fā)老區(qū)邊部，主要分布在坪橋及王窯區(qū)，砂體發(fā)育上表現(xiàn)為厚度變薄，且存在著部分層位的砂體尖滅現(xiàn)象，油層物性變差，平均油層厚度僅11.3m，含油飽和度47.8%，與開發(fā)老區(qū)相比，油層厚度減小了23.5%，含油飽和度下降了10.7%，孔隙度變化不明顯，滲透率總體呈下降趨勢。以王窯老區(qū)為例，該區(qū)受控于安塞三角洲前緣水下分流河道相沉積格局，砂體展布方向為北東－南西向，主力油層長61厚度平均12.7m，含油飽和度54.0%，空氣滲透率2.29×10－3μm2，說明該區(qū)長61儲層為特低滲透儲層，儲層物性差。目前邊部已開發(fā)的超低滲區(qū)油層平均厚度僅10.9m，含油飽和度47.0%，滲透率（0.21～1.34）×10－3μm2，相對已開發(fā)王窯老區(qū)，均呈明顯下降趨勢。

2 超低滲透儲層滲流特征

超低滲儲層與已成功開發(fā)的低滲、特低滲儲層差異明顯，前者表現(xiàn)為儲層顆粒細小、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、物性更差（表1），且隨滲透率的降低，啟動壓力梯度和壓力敏感系數(shù)快速上升，非達西流特征明顯，對油田開發(fā)效果影響明顯。以王窯區(qū)西南塞X井區(qū)為例，儲層巖性仍以灰綠色細中粒長石砂巖為主，但細砂含量相對老區(qū)的72.2%增加到83.36%，中砂含量從9.9%下降到6.51%，巖性更為致密，孔隙類型從原生粒間孔和巖石溶孔演變?yōu)槿芸祝ｉg孔、微孔為主，面孔率從6.0%下降為3.94%，孔隙結(jié)構(gòu)類型屬小孔隙、細微喉道型，毛管壓力曲線平臺段不明顯，以陡斜式為主，排驅(qū)壓力和中值壓力都有所增大，孔滲性相對老區(qū)有所變差，從而使非達西滲流特征更加明顯。安塞油田長6特低滲油藏啟動壓力梯度約為0.0174～0.023MPa/m，而超低滲油藏啟動壓力梯度已增加到0.11MPa/m，與開發(fā)老區(qū)相比，滲透率降低了2倍，啟動壓力梯度增加了5倍，壓力敏感系數(shù)增加0.6倍，儲層滲流能力變差，注水開發(fā)的難度和滲流阻力增大［1］。

表1 王窯開發(fā)老區(qū)與邊部超低滲開發(fā)區(qū)孔隙結(jié)構(gòu)對比表

3 超前注水開井時機研究

目前國內(nèi)外廣泛采用超前注水技術(shù)，降低或者避免因地層壓力下降造成的儲層傷害［2］，來達到提高油藏開發(fā)效果的目的，而礦場實踐過程中，超前注水油井的開井生產(chǎn)時機是采油單位關(guān)注的重要問題，合理的開井時機能保證投產(chǎn)時油井單井產(chǎn)能高，穩(wěn)產(chǎn)時間長，綜合含水平穩(wěn)。

對于超低滲油藏而言，通過建立有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)是實現(xiàn)這一目標(biāo)的關(guān)鍵，而現(xiàn)場測試的地層壓力資料最能直觀反映油層能量的保持狀況：壓力低，投產(chǎn)油井產(chǎn)量低；壓力高，投產(chǎn)油井易見水。而根據(jù)地層孔隙壓縮系數(shù)的定義，地層壓力不同，提高相同的壓力保持水平時壓力差不同，因此，理論上需要注入的孔隙體積倍數(shù)或累積注水量也不同。綜合上述兩種因素，超低滲油藏超前注水區(qū)以合理的壓力保持水平作為決定油井開井投產(chǎn)的直接因素；考慮到實際注水中，非油層段砂層也要吸水，而模擬中的注水量全部注入到目的層［2］，累積注水量則作為間接因素進行考慮。

3.1 合理壓力保持水平的確定

超低滲儲層具有明顯的非達西滲流特征，當(dāng)?shù)貙訅毫謴?fù)程度不同時，壓力梯度分布不同。當(dāng)最小驅(qū)替壓力梯度大于啟動壓力梯度時，該壓力為該儲層條件下的合理壓力［3］。根據(jù)超低滲油藏不穩(wěn)定滲流模式和壓力分布規(guī)律，考慮流體運動方程和邊界條件，最終得到壓力保持水平與滲透率的計算公式［3］：

式中，ηs為地層壓力保持水平，%；Ko為巖心絕對滲透率，10－3μm2。

根據(jù)式（1），理論上滲透率越低，超前注水需要保持的壓力水平越高，計算出王窯超低滲開發(fā)區(qū)理論合理壓力保持水平為125.7%～158.7%；而坪橋超低滲區(qū)塊與已開發(fā)老區(qū)滲透率基本接近，計算出的理論合理壓力保持水平為129.1%。但從已開發(fā)老區(qū)50口油井的生產(chǎn)動態(tài)與壓力資料對比分析，以60%、80%、100%、120%的壓力保持水平為界限進行壓力分級，隨著壓力保持水平的升高，單井產(chǎn)能逐漸升高，含水下降。當(dāng)壓力保持水平超過120%時，含水呈直線上升趨勢，單井產(chǎn)能呈下降趨勢，由此可見地層壓力保持水平過高，會加劇層間矛盾。隨著開采時間的延長，高壓區(qū)容易出現(xiàn)高含水、高液量，采液指數(shù)雖有所提高，但無效注水大幅提高，對油藏后期開發(fā)具有嚴重不利影響，因此合理開井時機應(yīng)選擇在壓力保持水平為100%～120%時，單井產(chǎn)能可達到最高，油井見效后可恢復(fù)到投產(chǎn)的71.5%，而且含水較低，達到較好開發(fā)效果。

3.2 累積注水量的確定

考慮到超低滲油藏分布區(qū)域物性的差異性，因此，需要注入的孔隙體積倍數(shù)或累積注水量受物性和地層壓力的雙重控制［3］，在同樣的地層壓力下，物性越差，所需注入的孔隙體積倍數(shù)越大（圖1）。

圖1 不同滲透率下注入孔隙體積與原始地層壓力關(guān)系

三疊系油藏不同注水時機數(shù)值模擬結(jié)果顯示，隨著滲透率的降低，要提高相同的壓力差，在相同的注水強度下，超低滲油藏需要注水的時間越長（圖2）。并且，隨著超前注水時間延長，累積注入體積增大，單井產(chǎn)量呈直線上升，但在地層壓力保持水平達到120%，累積注水量達到0.48Vmax（Vmax為地層的最大注水量）時，單井產(chǎn)量遞增幅度最大（圖3）［1］。

圖2 不同滲透率下注水時機與原始地層壓力關(guān)系

圖3 不同注入時機單井產(chǎn)量曲線

在現(xiàn)場實施過程中，因為儲層的非均質(zhì)性或微裂縫等因素的存在，注水有效性仍是一個不容忽視的問題，此類現(xiàn)象在坪橋超低滲區(qū)表現(xiàn)得尤為突出，由于微裂縫的存在，已開發(fā)老區(qū)局部注采比高達5.0，主向油井高壓見水，側(cè)向油井壓力保持水平僅為70.0%～80.0%，所以在礦場實踐過程中，實際注水量應(yīng)大于模擬注水量，超前累積注水量以0.48Vmax為最低界限［3］。

4 應(yīng)用效果

根據(jù)長慶油田近幾年超前注水的礦場分析研究和安塞油田超低滲油藏開發(fā)實際，為防止微裂縫開啟，超前注水區(qū)注水強度應(yīng)控制在1.5～3.0m3/（d·m）以內(nèi)，具體到不同的超低滲開發(fā)區(qū)，要達到100%～120%的合理壓力保持水平，王窯超低滲開發(fā)區(qū)注水強度選擇3.0m3/（d·m），坪橋區(qū)塊注水強度選擇1.5m3/（d·m），注水量達到1360～1460m3時采油井投產(chǎn)效果最佳。2008年坪橋超低滲區(qū)超前注水區(qū)7口油井壓裂試油后直接進行壓力恢復(fù)測試，壓力平均保持水平118%，開井生產(chǎn)后初期單井產(chǎn)能1.84t，含水20.4%，已達到老區(qū)投產(chǎn)初期平均單井產(chǎn)能的85.6%。同時隨著累積注水量的增大，單井產(chǎn)能也呈明顯的上升趨勢，如王窯超低滲區(qū)油井王34－X井，對應(yīng)注水井超前注水4個月，累積注水量2400m3，投產(chǎn)后該井單井產(chǎn)能保持在2.0t左右，且穩(wěn)產(chǎn)時間長。

5 結(jié) 論

1）現(xiàn)場測試的地層壓力資料能直觀反映油層能量的保持狀況，結(jié)合理論計算和現(xiàn)場油井動態(tài)反應(yīng)，超低滲開發(fā)區(qū)壓力保持水平在100%～120%，單井產(chǎn)能達到最高，含水相對平穩(wěn)，開發(fā)效果較好，壓力監(jiān)測資料可作為油井開井生產(chǎn)時機選擇的直接決定因素。

2）壓力的變化與累積注入量密切相關(guān)，但考慮到儲層的非均質(zhì)性或微裂縫等因素的存在，因此后者可作為超前注水開井時機選擇的間接因素進行考慮。

3）數(shù)值模擬結(jié)果顯示，在地層壓力保持水平達到120%、累積注水量達到0.48Vmax，單井產(chǎn)量遞增幅度最大。結(jié)合安塞油田實際，在防止微裂縫開啟的前提下，超前注水區(qū)注水強度控制在1.5～3.0m3/（d·m）以內(nèi)，計算理論注水量達到1360～1460m3時采油井投產(chǎn)效果最佳，實際注入量應(yīng)大于這一理論值。

［1］李忠興，趙繼勇，李憲文，等，超低滲透油藏滲流特征及提高采收率方向［J］.遼寧工程技術(shù)大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2009，28（S1）：5～7.

［2］王瑞飛，宋子齊，何涌，等.利用超前注水技術(shù)開發(fā)低滲透油田［J］.斷塊油氣田，2003，10（3）：43～45，75.

［3］王道富，李忠興，趙繼勇，等.低滲透油藏超前注水理論及其應(yīng)用［J］.石油學(xué)報，2007，28（6）：78～81，86.

TE348

A

1000－9752（2010）05－0308－03

2010－05－27

黃戰(zhàn)衛(wèi)（1976－），男，2000年西南石油學(xué)院畢業(yè)，工程師，現(xiàn)主要從事采油工藝工作。

［編輯］ 蕭 雨