裂縫性低滲透油藏合理注水開發(fā)對策研究

，，

(1.西北大學(xué) 大陸動力學(xué)國家重點實驗室，陜西 西安 710069；2.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069； 3.中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300452)

裂縫性低滲透砂巖油藏以其特高的滲透率非均質(zhì)性和復(fù)雜的注入水運動規(guī)律而區(qū)別于普通的砂巖油藏，成為鄂爾多斯盆地極具特色且廣泛分布的一種重要的油藏類型。這類油藏受天然裂縫、致密基質(zhì)雙重控制，平面矛盾突出，若注水開發(fā)政策采用不當(dāng)，容易造成注入水沿裂縫水竄，采油井含水率上升，甚至水淹，水驅(qū)波及系數(shù)降低，最終影響采收率和開發(fā)效果。

目前我國將儲層滲透率小于或等于50×10-3μm2作為低滲透油藏的標(biāo)準，滲透率小于10×10-3μm2定為特低滲透油藏[1]。而西峰油田主力油層平均滲透率為2.72×10-3μm2，屬于特低滲透油藏。同時，由于天然-人工耦合裂縫的存在，注水開發(fā)時，注入水沿裂縫滲流通道快速推進，主向油井隨著注水注入體積的增大逐步水淹，這是西峰油田早期水驅(qū)的主要特征。主向井見水時間主要受人工-天然耦合裂縫長度控制。弄清裂縫性低滲透油藏水驅(qū)運動規(guī)律、對制定穩(wěn)油控水的注水開發(fā)方案具有重要意義。

1 油藏地質(zhì)概況

西峰油田白馬中區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西南部，控制面積約為66.6 km2，主力油層為三疊系上統(tǒng)延長組長8段,是典型的裂縫性低滲透油藏。白馬區(qū)長8段平均有效厚度15.8 m，平均孔隙度10.5%，平均滲透率2.72×10-3μm2，原始地層壓力為18.1 MPa。白馬中區(qū)天然裂縫發(fā)育，采用5700測井、大地電位法、古地磁法等方法進行裂縫方向測試，測試結(jié)果表明天然裂縫方向基本為北東75°左右，局部區(qū)域為北東60°左右。儲層敏感性分析表明長8儲層屬弱酸敏、弱-無速敏、中等-弱水敏、弱-中等偏弱鹽敏[2-5]。

西峰油田于2001～2002年開辟了白馬試驗區(qū)，試驗區(qū)單井產(chǎn)量達到6t以上；2003～2004年，采用超前注水實施滾動建產(chǎn)，建成日產(chǎn)油達到1 800 t的大區(qū)塊，成為西峰油田的主力開發(fā)區(qū)塊；2007～2008年，實施滾動擴邊及井網(wǎng)調(diào)整。至2011年7月本區(qū)共投產(chǎn)油井505口，注水井198口，日產(chǎn)液2 469 t，日產(chǎn)油1 392 t，平均動液面1 227 m，單井日產(chǎn)液量4.89 t/d，單井日產(chǎn)油量2.76 t/d，平均油壓17.24 MPa，綜合含水率33.1%。

2 注水開發(fā)中主要矛盾

2.1 注采井網(wǎng)與裂縫系統(tǒng)之間的矛盾

西峰油田白馬中區(qū)主體采用的井網(wǎng)形式為520×180 m菱形反九點注采井網(wǎng)，而長8油層天然裂縫、微裂縫發(fā)育且投產(chǎn)初期實施水力壓裂投產(chǎn)，井網(wǎng)系統(tǒng)井排方向與裂縫展布方向一致，均為北東75°。這一矛盾造成菱形反九點注采井網(wǎng)中平行于裂縫展布方向的主向油井出現(xiàn)明顯的裂縫見水特征，注入水沿裂縫方向單向突進，主向油井含水率突升且居高不下，產(chǎn)能大幅下降，動液面上升快，而側(cè)向井見效慢或長期不見效，導(dǎo)致平面矛盾突出，水驅(qū)效果差，控制儲量減少。

從油藏開發(fā)動態(tài)來看，截止2010年11月，白馬中區(qū)總油井?dāng)?shù)為508，見水井約為353口，占油井?dāng)?shù)的69.5%，裂縫性見水井井?dāng)?shù)為223，占見水總井?dāng)?shù)的63.17%，而注采井網(wǎng)中主向油井見水率達83.1%，反映了注采井網(wǎng)與裂縫系統(tǒng)之間矛盾突出。例如西23-26井，2005年3月發(fā)生裂縫性見水，含水率由31%上升到93.5%，產(chǎn)油量下降迅速，2005年6月發(fā)生水淹，含水率達100%，于2005年7月關(guān)井。2009年6月對相應(yīng)水井西22-23井進行堵裂縫，油井西23-26井含水率明顯下降，單井產(chǎn)能有所上升。說明注水井與主向油井之間有明顯的裂縫溝通。

2.2 地層壓力與單井產(chǎn)能之間的矛盾

西峰油田白馬中區(qū)南部和北部在地層壓力和單井產(chǎn)能上表現(xiàn)出明顯差異，南部整體表現(xiàn)為“地層壓力低、單井產(chǎn)能高”的特征，北部則表現(xiàn)為“地層壓力高、單井產(chǎn)能低”的特征。

2.2.1 地層壓力特征

白馬中區(qū)原始地層壓力為18.1 MPa，根據(jù)歷年油、水井測壓資料，研究區(qū)平均地層壓力為20.8 MPa，由于研究區(qū)實行超前注水和同步注水，使得在開發(fā)期間壓力保持水平較高，自開發(fā)投產(chǎn)以來地層壓力保持水平基本都在100%以上。從2010年地層壓力分布圖中可以看出研究區(qū)北部地層壓力明顯高于南部，北部和中部的局部區(qū)域地層壓力高于21 MPa，而南部地層壓力維持在16～18 MPa。

2.2.2 單井產(chǎn)能特征

從單井產(chǎn)能特征來看，自2002年油田投產(chǎn)至今，單井產(chǎn)能主體呈現(xiàn)下降趨勢， 2002年油井平均單井產(chǎn)能為6.1 t/d，至2012年僅為2.86.1 t/d。從白馬中區(qū)2010年單井產(chǎn)能分布圖中可以看到，單井產(chǎn)能高的部位主要集中在研究區(qū)的南部，其次為研究區(qū)的中部，北部區(qū)域單井產(chǎn)能最低。

2.2.3 矛盾原因分析

將地層壓力分布圖和單井產(chǎn)能分布圖對比發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)高壓分布區(qū)和單井低產(chǎn)區(qū)皆為研究區(qū)的北部，壓力保持水平高，單井產(chǎn)能卻很低，矛盾突出。

經(jīng)過分析認為造成研究區(qū)北區(qū)壓力升高的主要原因為注水注入量大、產(chǎn)出量小。造成注大于采原因主要有以下三點：(1)研究區(qū)北部的儲層物性較南部差，北部儲層的特低滲透性是造成壓力升高的主要原因。(2)根據(jù)相滲測試，研究區(qū)北部潤濕性為中性-弱親油，毛細管力為水驅(qū)油的阻力，因此潤濕性也是壓力升高的原因之一。(3)敏感性測試表明研究區(qū)北部為中等-弱水敏，見水區(qū)粘土礦物膨脹，(也是憋壓)水敏傷害持續(xù)發(fā)生也是壓力升高的原因之一。初步分析認為造成北區(qū)油井低產(chǎn)的原因主要是由于儲層物性差，其次是由于裂縫、微裂縫的存在，部分井含水突升，產(chǎn)量下降。

2.3 含水上升與注水參數(shù)之間的矛盾

西峰油田白馬中區(qū)平面含水率表現(xiàn)出北高南低的特點，北部開發(fā)井組含水率上升較快，局部呈現(xiàn)出裂縫型見水，且整體高于南部。不合理的注采參數(shù)造成研究區(qū)北部含水上升的重要原因。尤其對于低滲透裂縫性儲層，注水強度過高易導(dǎo)致油井含水率快速升高。自2005年以來白馬中區(qū)逐步控制注水強度大小(表)，含水上升幅度得到了有效控制。因此優(yōu)化注采參數(shù)是保證油田穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)。

表1 鄂爾多斯盆地西峰油田白馬中區(qū)注水參數(shù)與含水率統(tǒng)計表

3 合理注水開發(fā)對策

3.1 深部調(diào)剖改變液流方向，治理裂縫性水竄

針對裂縫性低滲透儲層容易出現(xiàn)的裂縫性水竄的問題，緩解注采井網(wǎng)與裂縫系統(tǒng)之間的矛盾，西峰油田白馬中區(qū)采取了深部調(diào)剖改變液流方向的注水開發(fā)政策。

對于裂縫性見水井，主要采取堵裂縫、分層配注、化學(xué)調(diào)剖等措施，同時結(jié)合酸化、綜合解堵、重復(fù)壓裂等措施分別調(diào)整吸水剖面和產(chǎn)液剖面。雙向調(diào)剖有效地改善了油田吸水-產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，提高了油層水驅(qū)儲量動用程度和單井產(chǎn)量，降低油井含水[6-7]。

對于孔隙性見水井，采取溫和注水方式，對吸水不均勻的井進行剖面調(diào)整，確保周圍對應(yīng)油井的穩(wěn)產(chǎn)。在物性較差、油層薄的區(qū)域，容易發(fā)生薄層突進見水，加強剖面調(diào)整后，水井吸水均勻，對應(yīng)油井含水上升的趨勢得到了控制，產(chǎn)量穩(wěn)定。

西峰油田白馬中區(qū)深部調(diào)剖實施效果明顯，從表2中可以看出實施堵水措施后，綜合含水率明顯下降，調(diào)剖區(qū)域產(chǎn)量轉(zhuǎn)為上升趨勢，穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)、降水效果明顯。同時，水井吸水剖面改善，部分水井尖峰狀吸水明顯減弱，吸水剖面得到改善井9口，吸水厚度增加3.3 m，其中吸水厚度增加井4口，增加厚度可達10.2 m，吸水層段上移后避開高滲段2口井，厚度下降4.4 m，但從井組生產(chǎn)動態(tài)看，效果較好。

表2 鄂爾多斯盆地西峰油田白馬中區(qū)深部調(diào)剖實施效果統(tǒng)計表

3.2 轉(zhuǎn)注水淹油井，充分動用剩余油

針對裂縫主向油井見水的情況，西峰油田白馬中區(qū)為了提高側(cè)向水驅(qū)效率，從2005年下半年起實施轉(zhuǎn)注水淹油井區(qū)域轉(zhuǎn)線狀注水試驗，在局部形成排狀注水，實施面強點弱的注水方式，促使側(cè)向油井見效。通過以“菱形反九點”→“排狀注水”進行井網(wǎng)調(diào)整，截至2011年12月白馬中沿裂縫方向轉(zhuǎn)排狀注水井23口，形成11個排狀注水，轉(zhuǎn)注后見效油井44口，日增產(chǎn)能43 t，累計增油11 635 t。

總體來說，轉(zhuǎn)排狀注水效果較好，對于補充地層壓力，提高底層能量，降低產(chǎn)量遞減幅度都具有較好效果。需要注意的是其注水強度須在合理范圍內(nèi)，防止微裂縫開啟，造成油井見水。

表3 鄂爾多斯盆地西峰油田白馬中區(qū)歷年周期注水效果統(tǒng)計表

3.3 采用周期注水，減緩含水上升速度，擴大注入水波及面積

白馬中區(qū)長8油藏裂縫發(fā)育，在注水開發(fā)過程中，平面矛盾突出，含水上升速度較快，側(cè)向油井見效程度低、整體采出程度較低。針對該情況，2005年，白馬中區(qū)北部選擇了5個井組實施周期注水試驗，在3個井組9口油井上見到了效果，日產(chǎn)液量上升，含水基本平穩(wěn)，日產(chǎn)油量上升，其中西28-35井組效果尤為明顯，共有5口油井見效，見效后日增油2.7 t，目前日增油3.1 t；2006年實施周期注水，累計增油達318 t；2007年繼續(xù)優(yōu)選含水高、平面矛盾突出，主向油井見水快的區(qū)域，并不斷探索合理的注水周期。油井含水上升速度得到控制，有效緩解平面矛盾，提高水驅(qū)效率。歷年累計實施周期注水81井次，對應(yīng)油井328井次，見效95井次，見效率29.0%，截止2010年12月，累計增油9 573 t 。其中2010年優(yōu)化注水參數(shù)后，目前見效油井42口，含水由43.0%下降至39.3%，累計增油3 824 t(表3)。

3.4 針對剩余油富集區(qū)鉆新井挖潛剩余油

在白馬中區(qū)裂縫發(fā)育、注水方向較強的區(qū)域開展加密調(diào)整。通過加密調(diào)整，一方面提高儲量控制與動用，另一方面進行側(cè)向排液、引效，減緩主向油井含水上升速度[8-12]。

(1)加密調(diào)整可提高區(qū)塊采油速度與最終采收率。白馬中加密調(diào)整前采油速度為1.78%，加密調(diào)整后采油速度2.09%；從水驅(qū)特征曲線看，加密調(diào)整后整個區(qū)域的可采儲量由204.1×104t提高到298.7×104t，最終采收率提高了11.0%(表4)。

表4 鄂爾多斯盆地西峰油田白馬中區(qū)井網(wǎng)加密效果統(tǒng)計表

(2)加密調(diào)整后，部分區(qū)域能量不足，產(chǎn)量下降。2007年9月加密調(diào)整后，區(qū)域內(nèi)采油速度提高，而整體注水量保持平穩(wěn)，區(qū)域注采比由1.08下降到0.79，部分井由于能量不足，產(chǎn)量下降較大。可以通過加強注水或轉(zhuǎn)排狀注水補充地層能量。

4 結(jié)語

(1)西峰油田白馬中區(qū)在注水開發(fā)過

程中主要存在三大矛盾：注采井網(wǎng)與裂縫系統(tǒng)之間的矛盾，地層壓力與單井產(chǎn)能之間的矛盾，含水上升與注水參數(shù)之間的矛盾。

(2)解決注采井網(wǎng)與裂縫系統(tǒng)之間的矛盾的方法主要包括有：深部調(diào)剖，井網(wǎng)加密，對主向水淹井實行轉(zhuǎn)排狀注水等方法。

(3)緩解地層壓力與單井產(chǎn)能之間的矛盾則可以利用油藏工程論證的方法得到研究區(qū)合理的注水壓力系統(tǒng)以及合理的采油強度。

(4)采用周期注水的方法可以有效控制油井含水上升速度。

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