異常高壓低滲透油藏注水優(yōu)化分析
——以史南油田史深100區(qū)塊為例

徐冬梅

（中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營 257015）

異常高壓低滲透油藏注水優(yōu)化分析
——以史南油田史深100區(qū)塊為例

徐冬梅

（中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營 257015）

異常高壓低滲透油藏作為低滲透油藏的一種特殊類型，由于其處于地下較高壓力場和溫度場中，油氣儲層具有顯著的彈塑性變形特征，開采機(jī)理有其自身特點(diǎn)。正確認(rèn)識與評價油藏開發(fā)方案，對于經(jīng)濟(jì)高效地開發(fā)此類油藏具有重要的指導(dǎo)意義。文中以史深100斷塊沙三中亞段低滲透油藏為例，提出保持較高注水壓力，通過井網(wǎng)加密等調(diào)整技術(shù)大幅提高史深100斷塊沙三中亞段油藏的開發(fā)效果，最后給出的開發(fā)建議為，在史深100區(qū)塊逐漸加大井網(wǎng)加密力度，全面改善區(qū)塊開發(fā)效果。

低滲透；注水；加密調(diào)整；異常高壓

0 引言

異常高壓低滲透油藏具有孔道結(jié)構(gòu)復(fù)雜、滲透率低和應(yīng)力敏感性強(qiáng)等特點(diǎn)。開采過程中，隨著油藏壓力和井底流壓減小，巖石會發(fā)生變形使孔隙空間減小，油藏滲透率降低，儲層產(chǎn)生嚴(yán)重的壓敏現(xiàn)象，導(dǎo)致產(chǎn)量下降［1］。受異常高壓低滲儲層限制，該類油藏要進(jìn)行合理、有效地開發(fā)，必須找出影響此類油藏開發(fā)效果的主要因素，提出合理的開發(fā)模式，以期取得較好的油田開發(fā)效益［2-3］。

史深100斷塊沙三段油藏，位于濟(jì)陽坳陷中央隆起帶西段，史南鼻狀構(gòu)造與郝家鼻狀構(gòu)造之間，為一深層異常高壓低滲巖性油藏［4］。自1994年投入開發(fā)以來，經(jīng)歷了彈性開采階段、注水開發(fā)初期階段、儲層整體壓裂改造和攻欠增注階段、綜合治理及擴(kuò)邊建產(chǎn)階段。隨著開發(fā)的進(jìn)行，由于注采井距較大，造成油水井壓力傳導(dǎo)困難，地層壓力低，油井見效差。同時，油水井井況變差導(dǎo)致注采井網(wǎng)不完善，嚴(yán)重影響了油藏的開發(fā)效果。研究認(rèn)為，保持較高注水壓力與加密調(diào)整是改善史深100塊油藏開發(fā)效果的重要途徑。本文研究的目的層為史深100沙三中1—3砂層組的22個已動用小層，各小層間不連通（存在局部小范圍內(nèi)的連通），屬層狀油藏。

1 油藏特點(diǎn)及開發(fā)特征

1.1 油藏特點(diǎn)

對于異常高壓油藏，由于儲層孔隙壓力高、圍壓低，發(fā)育的微裂縫處于張開狀態(tài)，這些裂縫的發(fā)育方向，決定了低滲油田注水開發(fā)的一系列特征。

1.1.1 低孔低滲

國內(nèi)大多數(shù)油氣藏類型為低孔、低滲油藏，特點(diǎn)是孔隙度低、滲透率低、質(zhì)地堅硬、易污染，易出現(xiàn)非達(dá)西滲流，其主要標(biāo)志是存在啟動壓差。由于低孔、低滲油藏儲層滲流阻力大，導(dǎo)致注采井之間壓力損耗大，因此，為保持足夠的驅(qū)替壓力梯度，注采井距不能太大，同時考慮經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的制約，井網(wǎng)密度必須合理。

1.1.2 微裂縫

低滲油藏的儲層滲透率雖然很低，但是通常發(fā)育有裂縫或微裂縫，這些微裂縫在原始狀態(tài)下一般處于微閉狀態(tài)，其特征表現(xiàn)與正常砂巖相似，只有在外力作用下才能張開［3］。儲層的微裂縫能夠提供有效的滲流通道和儲集空間，大大增加了油井的泄油半徑，提高了儲層的有效滲透率。微裂縫不僅決定了注水效果，而且控制了層系劃分和井網(wǎng)部署，直接影響著油田開發(fā)效果，不存在微裂縫的低滲透油藏一般難以得到經(jīng)濟(jì)有效地開發(fā)。

1.1.3 異常高壓

異常高壓油藏的特點(diǎn)是儲層孔隙壓力高，圍巖壓力較低，微細(xì)裂縫處于張開狀態(tài)，這時油井產(chǎn)能高，如果地層壓力下降，微裂縫閉合，則油井產(chǎn)能迅速下降。對于不可逆的異常高壓油藏，理論上講，要保持原始地層壓力開采，但是所需要的注入壓力高，難度大。

1.2 開發(fā)特征

異常高壓低滲油藏的開發(fā)特征主要表現(xiàn)為：油井投產(chǎn)初期產(chǎn)能高，但下降快；彈性開發(fā)階段生產(chǎn)壓差大，能量消耗快；注水見效后油層壓力有所恢復(fù)；油井見效后產(chǎn)量有所回升，但含水上升快，穩(wěn)產(chǎn)期短，遞減大；注水井吸水厚度小，水驅(qū)動用程度低［4］。

1）異常高壓低滲油藏原始地層壓力較高，在開發(fā)初期具有較高的彈性能量，因此，在彈性、溶解氣驅(qū)階段產(chǎn)量高，但壓力和產(chǎn)量遞減快。

2）壓裂改造能大幅提高油井產(chǎn)能。針對注水開發(fā)過程中，儲層物性差、水井吸水差、油井產(chǎn)能低的情況，自1997年底，史深100區(qū)塊開始實(shí)施水井攻欠增注、油井整體壓裂改造技術(shù)。階段內(nèi)實(shí)施水力壓裂67井次，平均單井壓裂1.1次，14口水井實(shí)施高壓注水，占總水井?dāng)?shù)的63.6%，平均注水壓力提高到33～35 MPa。

3）地層壓力下降，儲層將發(fā)生不可逆變形，進(jìn)而導(dǎo)致儲層孔隙度和滲透率降低，產(chǎn)量急劇下降。

2 油藏開發(fā)中的主要問題

2.1 注采井網(wǎng)不完善，儲量控制程度低

史深100塊目前油水井?dāng)?shù)比2.4∶1，注采對應(yīng)率60.5%，主力層多向受效率8.6%，水驅(qū)儲量742.9×104t，彈性開采儲量201.9×104t，損失儲量497.1×104t。目前開發(fā)井網(wǎng)水驅(qū)控制程度低，原因?yàn)椋?/p>

1）局部區(qū)域無油水井控制，造成基礎(chǔ)井網(wǎng)不完善；

2）油水井井況變差，導(dǎo)致二次井網(wǎng)不完善；

3）非主力層油砂體分布零散，井網(wǎng)完善程度差。

2.2 局部井距大，油井見效差

低滲透油田注采壓差主要消耗在油水井井底30 m范圍內(nèi)，注采井距大（目前注采井距一般為283 m，角井為400 m），有效驅(qū)替壓差小，導(dǎo)致注水壓力傳導(dǎo)緩慢，水驅(qū)效果變差，這種狀況主要表現(xiàn)在中西部地區(qū)。由于長期采用反九點(diǎn)面積井網(wǎng)，該區(qū)形成了280，400 m這2種注采井距。其中280 m左右注采井距油井20口，有10口井注水見效明顯；而400 m注采井距油井12口，只有3口井因沿斷裂方向注水見效。

2.3 層間動用不均衡，油層吸水差異大

史深100斷塊目前利用一套層系開發(fā)，油水井大段合采合注，層間動用很不均勻，影響儲層的潛力發(fā)揮。油層厚、物性好的砂層組中2砂組的21，22小層，采出程度分別高達(dá)17.4%，16.8%，而31小層的采出程度僅0.5%。

由吸水剖面資料來看，各砂層組間吸水能力也有很大差別，非主力層有效厚度小，井網(wǎng)不完善，基本上不吸水；主力砂組吸水相對較強(qiáng)，但也存在較大差異。

3 合理開發(fā)決策及效果評價

3.1 合理開發(fā)決策

3.1.1 保持較高注入壓力

由于低滲油藏存在啟動壓力和臨界壓力，只有當(dāng)注水井的注入壓力超過啟動壓力時，注入水才能進(jìn)入地層，因此提高注入壓力不僅能大幅提高注水量，還能提高油藏的吸水指數(shù)，可以啟動更多的地層。由異常高壓低滲油藏主要開發(fā)特征可知，當(dāng)儲層具有彈塑或塑性性質(zhì)時，在開發(fā)過程中，隨著壓力下降，儲層將會發(fā)生不可逆的變形，因此，開發(fā)中應(yīng)該把地層壓力保持在較高水平，使?jié)B透率不明顯下降。

3.1.2 選取合理生產(chǎn)壓差

一個油田的開發(fā)，尤其是在采油階段，均須制訂合理的油井工作制度，以保持相對穩(wěn)定的油井產(chǎn)量，使儲層能量得到合理利用。低滲油田在高壓增注、保持地層壓力基礎(chǔ)上，必須放大生產(chǎn)壓差采油，才能使更多的油層投入生產(chǎn)。

3.1.3 保持壓力開采

低滲儲層往往具有強(qiáng)烈的應(yīng)力敏感性，圍巖壓力增加時，巖樣的滲透率可下降2～10倍。對于異常高壓低滲油藏，由于裂縫發(fā)育，滲流能力的降低比常壓油藏更嚴(yán)重，其原因?yàn)榭紫督橘|(zhì)（包括裂縫）內(nèi)的壓力降低相當(dāng)于上覆壓力增加，導(dǎo)致原本張開的裂縫閉合。

縱向上各層壓力水平差別較大，各小層平均壓力在22.6～30.1 MPa，平均油藏壓力為26.0 MPa。受注水差異及儲層傳導(dǎo)能力等因素的影響，各小層平面上壓力水平分布差異較大。主力層14X小層，在8-107井組和S3-8-11井組，由于注水效果好，壓力保持較高水平，平均壓力為26.9 MPa。

3.1.4 合理加密井網(wǎng)

低滲油層滲流阻力大，壓力傳導(dǎo)能力差，如果注水井到采油井的距離過大，注水能量很難傳導(dǎo)擴(kuò)散出去，致使注水壓力很快上升，在注水井附近形成高壓區(qū)；若降低注水壓差，則滿足不了油井生產(chǎn)需要。因此，開發(fā)中后期合理加密井網(wǎng)是改善已開發(fā)異常高壓低滲油藏效果的重要途徑。

史103加密試驗(yàn)區(qū)，經(jīng)小井距加密后，注采情況有所改善，采出程度有所提高。加密區(qū)原有13口油井、3口水井，油水井共16口。加密后油水井共26口，其中17口油井、9口水井。水井包括2口轉(zhuǎn)注井（S3-2-8，S3-4-8），6口新水井（S3-2-81，S3-2-9，S3-1-91，S3-2-N7，S3-4-NX9，S3-4-X81），1口原水井（S103），關(guān)閉2口水井（S3-2-7，S3-4-X9）；油井包括老井11口、新井6口。

3.2 方案優(yōu)化

3.2.1 壓力保持方案

將加密區(qū)原井網(wǎng)和加密后井網(wǎng)進(jìn)行不同開發(fā)方案對比。

1）加密區(qū)原井網(wǎng)：基礎(chǔ)方案（不加密）。

2）加密區(qū)加密后井網(wǎng)：方案1，壓力恢復(fù)30 MPa；方案2，壓力恢復(fù)32 MPa；方案3，壓力恢復(fù)34 MPa；方案4，壓力恢復(fù)36 MPa。

對各方案進(jìn)行20 a運(yùn)算，至2024年，各方案開發(fā)效果見圖1。按照目前井網(wǎng)和注采情況，壓力恢復(fù)至34 MPa，加密區(qū)累計產(chǎn)油61.0×104t，采出程度最高，為26.5%。

圖1 壓力保持方案對比

將井網(wǎng)加密前與加密后進(jìn)行對比，至2024年1月，加密后采出程度預(yù)計提高4.6%，壓力可以提高16.5 MPa（見圖2）。壓力恢復(fù)至34 MPa后的方案指標(biāo)如表1所示。

圖2 井網(wǎng)加密前后方案對比

3.2.2 井網(wǎng)加密調(diào)整

根據(jù)現(xiàn)場的實(shí)際要求，共設(shè)計3個方案。

方案1：基礎(chǔ)方案，所有井的工作制度不變。

方案2：局部加密與更新相結(jié)合（18口新油井、4口更新油井、1口轉(zhuǎn)注井、8口新水井、7口更新井）。

方案3：全區(qū)加密（21口新油井、4口更新油井、5口轉(zhuǎn)注井、16口新水井、3口更新井）。

在以上方案的設(shè)計過程中，參考加密區(qū)壓力保持效果的評價結(jié)果，將壓力控制在34 MPa；并對其進(jìn)行數(shù)值模擬計算，統(tǒng)計所得各方案的采出程度、含水率如圖3所示。

3.3 效果評價

對比分析加密區(qū)各方案的壓力保持水平，按目前的井網(wǎng)和注采情況，壓力恢復(fù)至34 MPa，加密區(qū)采出程度最高。

至2019年1月，將井網(wǎng)加密后與加密前進(jìn)行對比，結(jié)果表明：加密后采出程度預(yù)計提高4.6%，壓力提高16.5 MPa。由壓力傳導(dǎo)差異分析可知，井網(wǎng)加密后，壓力得以恢復(fù)，注水見效，開發(fā)效果明顯變好。

表1 壓力恢復(fù)至34 MPa方案指標(biāo)統(tǒng)計

圖3 方案效果對比

4 結(jié)論

1）異常高壓特低滲透油藏吸水能力差，在合理利用部分天然能量后，應(yīng)及時注水補(bǔ)充能量。

2）合理提高注水壓力可以增加油層的吸水能力，改善和提高低滲透油藏的注水開發(fā)效果。

3）開發(fā)中后期合理加密井網(wǎng)是改善已開發(fā)異常高壓低滲油藏效果的重要途徑，史103加密區(qū)經(jīng)加密后，開發(fā)效果得到改善。

［1］張春榮.低滲透油田高壓注水開發(fā)探討［J］.斷塊油氣田，2009，16（4）：80-82. Zhang Chunrong.High-pressure water injection in the development of low-permeability oilfields［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2009，16（4）：80-82.

［2］劉松，程時清，楊天龍，等.異常高壓低滲砂巖油藏開發(fā)策略［J］.中國海上油氣，2008，20（6）：382-385. Liu Song，Cheng Shiqing，Yang Tianlong，etal.A reasonable development strategy of sandstone reservoirs with abnormal high pressure and low permeability［J］.China Offshore Oil and Gas，2008，20（6）：382-385.

［3］凡玉梅.史100斷塊史103井區(qū)加密試驗(yàn)研究及實(shí)踐［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2005，24（6）：37-39. Fan Yumei.Infilling test of S103 well field in S100 Fault Block［J］. Petroleum Geology&Oilfield Development in Daqing，2005，24（6）：37-39.

［4］桂烈亭.錦150塊低滲油藏精細(xì)注水技術(shù)研究與實(shí)踐［J］.斷塊油氣田，2006，13（5）：34-36. Gui Lieting.Development and practice of fine water flooding technique in low permeable oil pool of Block Jin 150［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2006，13（5）：34-36.

（編輯 王淑玉）

Optimal analysis on water injection strategy of low permeability reservoirs with abnormal high pressure:Taking Block Shishen 100 as an example

Xu Dongmei
(Geological Scientific Research Institute of Shengli Oilfield Company,SINOPEC,Dongying 257015,China)

As a special kind of low permeability reservoir,the low permeability reservoir with abnormal high pressure has significant properties of elastic-plastic deformation because the reservoir is at high pressure and temperature field.The recovery mechanism has its own characteristics.Correct understanding of development plan for such reservoir has important guiding significance for economically and effectively developing the reservoir.Taking the middle member of Es3reservoir in Block Shishen 100 as an example,this paper proposes to maintain a high injection pressure through the adjustment of well pattern infilling and other technologies,and greatly improve the development effect of reservoir.

low permeability;water injection;infilling adjustment;abnormal high pressure

國家科技重大專項(xiàng)“裂縫性碳酸鹽巖油藏開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”（2008ZX05014-004）

TE323

：A

1005-8907（2012）03-0332-04

2011-12-01；改回日期：2012-03-11。

徐冬梅，女，1978年生，工程師，碩士，2004年畢業(yè)于石油大學(xué)（華東）油氣田開發(fā)專業(yè)，研究方向?yàn)橛筒財?shù)值模擬。E-mail：xudongmei699.slyt@sinopec.com。

徐冬梅.異常高壓低滲透油藏注水優(yōu)化分析：以史南油田史深100區(qū)塊為例［J］.斷塊油氣田，2012，19（3）：332-335. Xu Dongmei.Optimal analysis on water injection strategy of low permeability reservoirs with abnormal high pressure：Taking Block Shishen 100 as an example［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（3）：332-335.