特低滲透裂縫油藏側(cè)向注水效果評(píng)價(jià)

鄭奎，陳新晶，李彥秋，何汶緦，吳育鵬，陳章順，張換果，黃瑋

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第六采油廠，陜西西安710200）

特低滲透裂縫油藏側(cè)向注水效果評(píng)價(jià)

鄭奎，陳新晶，李彥秋，何汶緦，吳育鵬，陳章順，張換果，黃瑋

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第六采油廠，陜西西安710200）

胡尖山油田安201區(qū)長(zhǎng)6油藏2009年規(guī)模建產(chǎn)，因裂縫發(fā)育，暴露出主向油井水淹，產(chǎn)量遞減快等矛盾。2010年通過(guò)注水井深部調(diào)驅(qū)治理，開發(fā)效果依然較差，油藏仍存在地層能量不足、側(cè)向井見效比例低等矛盾；因此2011年7月開展沿裂縫側(cè)向加強(qiáng)注水試驗(yàn)，取得了較好的效果，開發(fā)矛盾得到一定程度的緩解，為同類油藏注水的調(diào)整提供了一定的借鑒作用。

側(cè)向注水；地層能量；注水；水驅(qū)效果

胡尖山油田安201區(qū)塊長(zhǎng)6油藏屬特低滲巖性油藏，長(zhǎng)6層總體為湖退進(jìn)積沉積特征，發(fā)育三角洲平原和前緣沉積，砂體主要為分流河道和水下分流河道，平面上沿河道成帶狀展布，剖面上砂體相互疊置，油層穩(wěn)定性好，平均地層厚度130 m～150 m，平均鉆遇砂層30.9 m，油層16.9 m，油水層12.0 m。

油藏頂面構(gòu)造特征總體表現(xiàn)出東高西低，呈坡度較小的單斜構(gòu)造與區(qū)域上西傾單斜的構(gòu)造背景相符［1］，南部呈現(xiàn)出一條較淺的凹陷帶；北部構(gòu)造簡(jiǎn)單，為一坡度較小的單斜構(gòu)造；中部整體為一鼻狀隆起，在鼻狀隆起的構(gòu)造背景下又出現(xiàn)一些小的凹陷和凸起。

長(zhǎng)6層儲(chǔ)層物性較差、非均質(zhì)性強(qiáng)、裂縫發(fā)育。表現(xiàn)為中孔、低滲特征，儲(chǔ)層平均孔隙度13.4%，平均滲透率1.44×10-3μm2；長(zhǎng)6層存在高角度天然裂縫，裂縫走向以NE向裂縫為主，平均裂縫走向?yàn)?5°～75°。

1　注水調(diào)整背景

（1）主向井見水，裂縫方向水線貫通：研究區(qū)初期采用480 m×150 m菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，井排方向?yàn)镹E72°。從2009年開始，研究區(qū)水淹井逐年增加，截止2011年7月水淹井達(dá)到43口，占區(qū)塊總井?dāng)?shù)的21.3%；優(yōu)勢(shì)見水方向NE72°，水線呈平行條帶狀，與人工裂縫方位一致，主要呈現(xiàn)12條沿裂縫水線貫通。

（2）注水井深部調(diào)驅(qū)效果較差：2010年在該區(qū)三條裂縫帶上實(shí)施了9口注水井深部調(diào)驅(qū)措施，對(duì)應(yīng)6口主向水淹井中僅2口有效，且失效后水淹套返，因此在裂縫帶上針對(duì)主向井堵水措施效果較差。

（3）地層壓力保持水平低，側(cè)向井受效緩慢：研究區(qū)地層壓力11.9 MPa，壓力保持水平77.7%，其中側(cè)向井壓力11.5 MPa，壓力保持水平75.2%；截止2011年 7月，側(cè)向井見效51口（其中見水見效6口），占側(cè)向井比例36.4%，見效程度低。

（4）自然低遞減大，穩(wěn)產(chǎn)形勢(shì)嚴(yán)峻：2010年以來(lái)，因主向井見水、側(cè)向井不見效，老井產(chǎn)量持續(xù)下降，2011年1-7月自然遞減率達(dá)到24.2%，穩(wěn)產(chǎn)形勢(shì)嚴(yán)峻。

表1　研究區(qū)南部歷年注水調(diào)整及開發(fā)效果

表2　研究區(qū)中部歷年注水調(diào)整及開發(fā)效果

2　實(shí)施效果評(píng)價(jià)

2.1精細(xì)注水方案制定

2.1.1裂縫帶分布2011年3月對(duì)沿裂縫方向上的水淹井實(shí)施了地質(zhì)關(guān)井，全區(qū)形成了12條沿裂縫側(cè)向注水井組。南部裂縫帶上的6口水淹井關(guān)井，形成了5條裂縫較短的注水井組；中部裂縫帶上的20口水淹井關(guān)井，形成了7條沿裂縫側(cè)向注水井組。

2.1.2注水參數(shù)確定結(jié)合油藏儲(chǔ)層特征，依據(jù)注水強(qiáng)度法，合理該區(qū)注水井單井配注，再結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，確定合理注采比。

注水強(qiáng)度表達(dá)式：

式中：A-注采井組面積；Pf-注水井最大井底壓力，Pf=Pwf×0.9；λ-真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度，λ=0.011 6×K-1.2767；Pwf-破壓，28.1 MPa；P-原始地層壓力，15.3 MPa；Krw-殘余油時(shí)水相滲透率，0.43；Bw-水體積系數(shù)，1.0；Rw-井半徑，0.122 3 m，K-平均有效滲透率，1.44 mD；μw-地層水粘度，0.5～0.4。

根據(jù)計(jì)算，區(qū)塊注水強(qiáng)度2.09 m3/d·m～2.61 m3/d· m。研究區(qū)南部裂縫帶平均有效油層厚度22.4 m，中部裂縫帶平均有效厚度22.2 m；結(jié)合注水強(qiáng)度以及開發(fā)動(dòng)態(tài)確定沿裂縫側(cè)向加強(qiáng)注水政策：中部側(cè)向注水區(qū)注水強(qiáng)度2.03 m3/d·m～2.61 m3/d·m、單井日配注45.0 m3～57.9 m3；注采比4.6～6.1；南部側(cè)向注水區(qū)注水強(qiáng)度2.10 m3/d·m～2.63 m3/d·m；單井日配注46.8 m3～58.5 m3；注采比8.5～11.1。

2.1.3精細(xì)注水調(diào)整沿裂縫注水井組按照“整體加強(qiáng)，逐步上調(diào)”的思路開展精細(xì)注水調(diào)整。2011-2012年試驗(yàn)階段，為了觀察效果，防止側(cè)向井見水，配注調(diào)整較為保守；2013-2014年，根據(jù)開發(fā)效果，全面上調(diào)注水井配注。

2.1.3.1南部裂縫井組南部5個(gè)裂縫井組共11口注水井，2011-2014年共上調(diào)注水井配注17井次，平均單井日配注24 m3上調(diào)至37 m3，注水強(qiáng)度1.07 m3/d·m上調(diào)至1.67 m3/d·m，注采比4.56上調(diào)至7.12。

研究區(qū)南部主要經(jīng)歷2011、2013年兩次配注調(diào)整工作，通過(guò)調(diào)整，遞減率逐年下降，目前（2015年2月）遞減率1.9%，調(diào)整效果明顯。

2.1.3.2中部裂縫井組中部7個(gè)裂縫井組共23口注水井，2011-2014年共上調(diào)注水井配注39井次，平均單井日配注27 m3上調(diào)至42 m3，注水強(qiáng)度1.20 m3/d·m上調(diào)至1.81 m3/d·m，注采比2.78上調(diào)至4.41。

研究區(qū)中部主要經(jīng)歷2011、2013年兩次配注調(diào)整工作（2012、2014年局部調(diào)整），通過(guò)加強(qiáng)注水，2013年以來(lái)，遞減由2011年1月的40.2%下降至目前（2015年2月）的-7.0%，連續(xù)三年實(shí)施負(fù)遞減，產(chǎn)量逐漸上升，油井見效明顯，調(diào)整效果顯著。

2.2效果評(píng)價(jià)

2.2.1遞減持續(xù)下降通過(guò)2011-2014年沿裂縫側(cè)向加強(qiáng)注水，全區(qū)遞減率由2011年1月的30.0%下降至2.2%；其中沿裂縫側(cè)向加強(qiáng)注水區(qū)遞減率由2011年1月的38.9%下降至-5.4%，裂縫側(cè)向加強(qiáng)注水區(qū)開發(fā)效果明顯較全區(qū)好。

2.2.2水驅(qū)效果改善，動(dòng)態(tài)采收率提高水驅(qū)特征曲線法：長(zhǎng)6油藏原油粘度為9.3 mPa·s，中粘（3 mPa·s～30 mPa·s）油田使用甲型水驅(qū)特征曲線評(píng)價(jià)注水開發(fā)效果［2］。

馬克西莫夫-童憲章甲型曲線表達(dá)式為［3］：

其累積油與含水率關(guān)系式：

式中：fw-含水率，98%；Np-可采地質(zhì)儲(chǔ)量，萬(wàn)噸；b-斜率；a-截距。

調(diào)整前：a=0.709 2，b=0.021，通過(guò)計(jì)算可采儲(chǔ)量109.4萬(wàn)t，采收率15.1%；調(diào)整后：a=0.779 9，b=0.016 7，通過(guò)計(jì)算可采儲(chǔ)量139.2萬(wàn)t，采收率19.3%。通過(guò)調(diào)整，裂縫區(qū)最終采收率提高4.2%。

表3　側(cè)向加強(qiáng)注水區(qū)與全區(qū)歷年遞減對(duì)比表

圖1　側(cè)向加強(qiáng)注水區(qū)含水與采出程度關(guān)系曲線

表4　裂縫區(qū)與全區(qū)歷年壓力對(duì)比表

利用童憲章導(dǎo)出的水驅(qū)曲線法評(píng)價(jià)動(dòng)態(tài)采收率。含水與采出程度關(guān)系式：

式中：fw-含水率，98%；R-采出程度；ER-最終采收率。

根據(jù)含水與采出程度關(guān)系曲線分析，通過(guò)沿裂縫加強(qiáng)注水，開發(fā)效果變化，動(dòng)態(tài)采收率由16%上升至21%，預(yù)計(jì)采收率提高5%。

通過(guò)水驅(qū)曲線、含水與采出程度曲線綜合對(duì)比分析，裂縫區(qū)沿裂縫加強(qiáng)注水后，水驅(qū)開發(fā)效果變好，預(yù)計(jì)采收率提高至20%。

2.2.3油井見效比例逐年提高通過(guò)2011-2014年沿裂縫加強(qiáng)注水，側(cè)向井見效程度逐年提高，累計(jì)新增見效井43口，見效比由29.4%上升至65.5%。

2.2.4地層壓力逐漸上升，但驅(qū)替系統(tǒng)建立緩慢沿裂縫側(cè)向加強(qiáng)注水區(qū)地層壓力12.4 MPa，高于全區(qū)平均地層壓力（12.0 MPa）；與2012年相比，地層壓力逐漸上升，且注水井與油井間壓差逐年減小，說(shuō)明通過(guò)側(cè)向加強(qiáng)注水后，水驅(qū)驅(qū)替系統(tǒng)已緩慢建立。

但目前壓力保持水平仍然較低，通過(guò)研究以及動(dòng)態(tài)分析認(rèn)為：實(shí)際壓力梯度小于啟動(dòng)壓力梯度以及無(wú)效注水是壓力保持水平低的主要原因。

（1）實(shí)際壓力梯度小于啟動(dòng)壓力梯度，驅(qū)替系統(tǒng)難以建立：該區(qū)采用排距為150 m沿裂縫排狀注水井網(wǎng)，油水井間壓力梯度0.035 MPa/m，小于平均啟動(dòng)壓力梯度（0.041 MPa/m），導(dǎo)致驅(qū)替系統(tǒng)建立緩慢［4］。

（2）個(gè)別裂縫兩端延伸，導(dǎo)致無(wú)效注水：目前沿裂縫側(cè)向注水井組月注采比5.23，累計(jì)注采比3.42，但地層壓力保持水平依然較低；通過(guò)動(dòng)態(tài)觀察，油藏邊界外2.1 km的A155井在裂縫帶上，動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為長(zhǎng)6層投產(chǎn)見水，認(rèn)為研究區(qū)裂縫延伸較遠(yuǎn)，長(zhǎng)6層注水利用率較低，是導(dǎo)致壓力保持水平低的重要因素。

3　結(jié)論和認(rèn)識(shí)

（1）研究區(qū)裂縫發(fā)育，水線貫通，為沿裂縫注水提供了基礎(chǔ)條件。

（2）通過(guò)在裂縫區(qū)開展沿裂縫加強(qiáng)注水，遞減大幅下降，水驅(qū)開發(fā)效果變好，油田開發(fā)形勢(shì)變好。

（3）在特低滲透裂縫油藏執(zhí)行“沿裂縫側(cè)向加強(qiáng)注水”政策，可采儲(chǔ)量增加，是提高采收率的重要手段。

（4）研究區(qū)受井排距較大以及因裂縫延伸導(dǎo)致無(wú)效注水的影響，驅(qū)替效果依然較差，建議下步通過(guò)裂縫端部堵水、油水井大排量壓裂引效等方式提高開發(fā)效果。

（5）通過(guò)研究區(qū)的側(cè)向加強(qiáng)注水效果評(píng)價(jià)，對(duì)低滲透裂縫油藏注水開發(fā)調(diào)整工作提供技術(shù)借鑒。

［1］曾聯(lián)波，鄭聰斌，等.陜甘寧盆地區(qū)域裂縫成因及其地質(zhì)意義［J］.中國(guó)區(qū)域地質(zhì)，1999，18（4）：391-396.

［2］高文君，徐君.常用水驅(qū)特征曲線理論研究［J］.石油學(xué)報(bào)，2007，28（3）：89-92.

［3］葉鋒，劉勇，王琦，等.童氏含水率預(yù)測(cè)方法的改進(jìn)［J］.天然氣與石油，2014，32（3）：38-40.

［4］蘇法卿，孫志剛，任忠斌．低滲透砂巖油藏油水兩相最小啟動(dòng)壓力梯度實(shí)驗(yàn)研究［J］．油氣地質(zhì)與采收率，2004，11（4）：44-48.

［5］李建山，陸紅軍，杜現(xiàn)飛，等．超低滲儲(chǔ)層混合水體積壓裂重復(fù)改造技術(shù)研究與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)［J］．石油與天然氣化工，2014，43（5）：515-520.

The evaluation of effect on water-flooding broadside for extra-low permeable fracturing reservoir

ZHENG Kui，CHEN Xinjing，LI Yanqiu，HE Wensi，WU Yupeng，CHEN Zhangshun，ZHANG Huanguo，HUANG Wei
（Oil Production Plant 6 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710200，China）

An 201 Chang 6 oil reservoir realized the full scale of productivity construction industry in 2009.Due to fracture development，exposing the principal stress directional wells water flooding，the speedy production declining.Through the deep profile control，the effect is poorly developed，insufficient reservoir formation energy，the proportion of low effective lateral wells.Therefore conducted along the fracture strengthen water injection experiment in July 2011，and achieved better results.The means of tracking and evaluating for along the fracture strengthen water flooding aimed at hujianshan oil field has he scientifically directive sense to other oil field.

water-flooding broadside；formation pressure；water injection；water flooding effect

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.07.015

TE357.6

A

1673-5285（2015）07-0064-04

2015－06-23

鄭奎，男（1983-），2008年長(zhǎng)江大學(xué)畢業(yè)，工程師，從事老油田開發(fā)穩(wěn)產(chǎn)工作，郵箱：zhk1_cq@petrochina.com.cn。