致密油注水吞吐采油技術(shù)在吐哈油田的探索

李曉輝

(中國(guó)石油吐哈油田分公司，新疆 哈密 839009)

0 引言

致密油開(kāi)發(fā)是近年來(lái)油田開(kāi)發(fā)上產(chǎn)的新領(lǐng)域，體積壓裂是致密油開(kāi)發(fā)的有效手段[1－2]。馬56塊是吐哈油田致密油開(kāi)發(fā)區(qū)。該區(qū)塊為火山巖致密油藏，油藏埋深為2000～3000 m，儲(chǔ)層厚度為20～40 m，孔隙度為8.4% ～19.1%，滲透率為0.1×10－3～1.0×10－3μm2，裂縫和微孔隙發(fā)育。地層壓力為20.4 MPa，地層溫度為60.9～70.7℃，屬異常低壓、異常低溫系統(tǒng)。目前有生產(chǎn)井24口，初期單井產(chǎn)量高達(dá)40 m3/d。因衰竭式開(kāi)發(fā)無(wú)法補(bǔ)充地層能量，導(dǎo)致產(chǎn)量遞減加快，部分油井出現(xiàn)供液不足現(xiàn)象。在分析體積壓裂排液變化規(guī)律和生產(chǎn)特征的基礎(chǔ)上，結(jié)合注水吞吐機(jī)理研究[3－18]，提出致密油注水吞吐開(kāi)發(fā)技術(shù)，從而補(bǔ)充地層能量，實(shí)現(xiàn)區(qū)塊的穩(wěn)產(chǎn)。

1 致密油注水吞吐技術(shù)原理

1.1 機(jī)理研究

馬56區(qū)塊油井均需通過(guò)體積壓裂獲得高產(chǎn)，初期可自噴生產(chǎn)。油井在壓裂返排過(guò)程中，大量壓裂液滯留在儲(chǔ)層尚未排出，出現(xiàn)“返排率低、早期見(jiàn)油快、后期產(chǎn)量及含水穩(wěn)定”的特征。通過(guò)對(duì)致密油體積壓裂單井生產(chǎn)特征分析，結(jié)合常規(guī)油藏注水開(kāi)發(fā)基礎(chǔ)理論研究認(rèn)為，體積壓裂后油井的生產(chǎn)特征與常規(guī)油藏注水吞吐的生產(chǎn)曲線特征非常相似，具有注水吞吐類似機(jī)理。

(1)補(bǔ)充地層能量。致密油油藏油井利用自然能量衰竭式開(kāi)發(fā)，大量壓裂液滯留在儲(chǔ)層未排出，起到類似“注水增壓”的作用，從而對(duì)地層起到補(bǔ)充能量作用。

(2)重力分異油水置換。體積壓裂形成復(fù)雜縫網(wǎng)，大量壓裂液進(jìn)入儲(chǔ)層并分散于各個(gè)縫網(wǎng)，因油水重力分異，壓裂液不斷向儲(chǔ)層縫網(wǎng)較低部位運(yùn)移，油向縫網(wǎng)內(nèi)高部位運(yùn)移聚集，油水之間不斷發(fā)生重力置換，壓裂液進(jìn)入縫網(wǎng)底部抬升了油水界面高度，可利用流體壓縮產(chǎn)生的彈性能量作為驅(qū)動(dòng)實(shí)現(xiàn)注水吞吐采油。

(3)滲吸排油。利用儲(chǔ)層巖石的親水性，發(fā)揮毛細(xì)管力吸水排油作用，將大量壓裂液吸入縫面小空隙和基質(zhì)微孔并滯留在其中，從而將孔隙和微孔中的原油驅(qū)到高滲區(qū)，利用油水重力差異促使油水飽和度重新分布，單井生產(chǎn)過(guò)程中出現(xiàn)產(chǎn)量穩(wěn)定且含水穩(wěn)定、生產(chǎn)周期較長(zhǎng)的特征。

1.2 注水吞吐條件

結(jié)合上述機(jī)理研究，致密油儲(chǔ)層實(shí)施注水吞吐需具備以下地質(zhì)條件。

(1)親水性。儲(chǔ)層巖石的潤(rùn)濕性是決定注水吞吐有效的首要客觀條件。

(2)獨(dú)立封閉式儲(chǔ)集體。致密油具有低孔、超低滲特征，單井之間不具備儲(chǔ)層連通效應(yīng)特征，即單井控制儲(chǔ)量范圍內(nèi)，可看作一個(gè)獨(dú)立的封閉性儲(chǔ)集體，能有效保證地層能量不向外界擴(kuò)散。

(3)裂縫和微孔隙發(fā)育。裂縫和微孔隙發(fā)育程度影響注水吞吐效果，致密油實(shí)施體積壓裂形成的復(fù)雜縫網(wǎng)，裂縫十分發(fā)育，可看作一個(gè)獨(dú)立的裂縫性單元體。

(4)無(wú)能量補(bǔ)充。致密油為衰竭式開(kāi)發(fā)，初期依靠地層能量獲得較高產(chǎn)量，短期內(nèi)產(chǎn)量遞減快、無(wú)能量補(bǔ)充，且具有一定儲(chǔ)量的剩余油。

2 影響注水吞吐效果的主要因素

影響致密油注水吞吐效果的主要因素包括巖石潤(rùn)濕性、注入介質(zhì)、周期注入量、注入速度、注入壓力、悶井時(shí)間。

2.1 巖石潤(rùn)濕性

巖石親水程度客觀決定了注水吞吐有效性。巖石親水性越強(qiáng)，毛細(xì)管滲吸能力越強(qiáng)，滲吸效率越高。研究認(rèn)為，馬56區(qū)塊巖石具有一定親水性(表1)。

表1 巖石潤(rùn)濕性試驗(yàn)測(cè)試結(jié)果

2.2 注入介質(zhì)

注入介質(zhì)可選擇清水、活性水、滑溜水等液體?？紤]到儲(chǔ)層存在較強(qiáng)的水敏傷害，實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)了不同濃度防水敏劑BCS－851的效果(表2)。由表2可知，防水敏劑濃度越大，傷害率越小。綜合考慮成本和防水敏傷害率，優(yōu)選濃度為1.5%的BCS－851活性水作為注入介質(zhì)。

表2 防水敏傷害評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.3 周期注入量

注水吞吐按照“無(wú)砂比壓裂液壓裂”思路實(shí)施，在滿足地層虧空程度的基礎(chǔ)上，為對(duì)比體積壓裂與注水吞吐的采油效果，注水吞吐的周期注入量可按前期體積壓裂的入井液量確定。

2.4 注入速度

注入速度影響地層壓力恢復(fù)的快慢，也影響現(xiàn)場(chǎng)施工周期長(zhǎng)短。為提高注水時(shí)效，在滿足井口承壓能力前提下選擇超破裂壓力、大排量注入原則。

2.5 注入壓力

為實(shí)現(xiàn)“開(kāi)啟微裂縫和人造裂縫”的技術(shù)思路，注入壓力需超過(guò)破裂壓力。根據(jù)地層破裂壓力、注入排量、流體流動(dòng)摩阻、井口承壓能力等因素，計(jì)算不同排量下的合理注入壓力(表3)。表3中儲(chǔ)層深度為2278～2287 m，地層破裂壓力為45.68 MPa，注入介質(zhì)為活性水。

表3 不同排量下的注入壓力

由表3可知，注入排量越大，井口注入壓力越大，對(duì)注入設(shè)備要求越高?？紤]到現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際注入設(shè)備的注入能力，推薦注入壓力為27.4～40.4 MPa，對(duì)應(yīng)的注入排量為1.5～3.0 m3/min。

2.6 悶井時(shí)間

悶井是為了利用油層的親水性，充分發(fā)揮毛細(xì)管吸水排油的作用，在滲析作用下對(duì)油水飽和度和油水界面重新分布，有利于原油的采出。因此，注水結(jié)束后關(guān)井，根據(jù)井口壓力變化情況確定悶井時(shí)間。在悶井期間，及時(shí)觀察井口油壓變化，待油壓下降幅度趨于平穩(wěn)或是下降幅度小于0.1 MPa時(shí)停止悶井。

3 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施情況及效果

馬55井于2013年7月通過(guò)體積縫網(wǎng)壓裂方式投產(chǎn)，隨著衰竭式生產(chǎn)，單井產(chǎn)量遞減快，日產(chǎn)油由初期的8.0 t/d下降至0.9 t/d。2014年6月開(kāi)展注水吞吐方案可行性研究。設(shè)計(jì)注入?yún)?shù):周期注水量為2000 m3，注入排量為1～2 m3/min，注入壓力為30～40 MPa。于2014年7月18日至24日實(shí)施注水，實(shí)際注入壓力為30～38 MPa，注入排量為0.2～0.5 m3/min，日注入量平均為285 m3/d，累計(jì)注入2000 m3。實(shí)施注水吞吐前日產(chǎn)液為1.3 m3/d，日產(chǎn)油為0.9 t/d，含水為16%，注水吞吐后初期最高日產(chǎn)油為5.0 t/d，截至目前，有效期已達(dá)9個(gè)多月，平均單井日產(chǎn)液為2.3 m3/d，日產(chǎn)油為1.5 t/d，含水為16%。平均日增油0.6 t/d，累計(jì)增油155 t，取得較好增油效果。

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

(1)實(shí)施致密油注水吞吐須具備4個(gè)基本條件:油藏具有一定的親水性，裂縫或微孔隙發(fā)育，具有一定的封閉性儲(chǔ)集體，具有一定的剩余油分布。

(2)致密油注水吞吐具有補(bǔ)充地層能量的作用，同時(shí)具有滲吸機(jī)理和油水重力分異作用，彼此之間的作用相互存在，相互關(guān)聯(lián)。

(3)馬55井注水吞吐試驗(yàn)取得了一定效果，但只實(shí)施了一個(gè)周期，長(zhǎng)期效果還需進(jìn)一步驗(yàn)證。

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