小井距調(diào)整在低滲透油藏中的研究及應(yīng)用

葉 歡.

(中國石化河南油田勘探開發(fā)研究院，河南南陽 473132)

寶浪油田B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組油藏類型為低孔低滲層狀邊水背斜油藏，油藏埋深2 140～2 310 m。自1996年投入試采，1997年一套開發(fā)層系，采取外圍環(huán)狀注水加內(nèi)部點(diǎn)狀注水井網(wǎng)開發(fā)，目前采出程度為19.87%，綜合含水為87.16%，已進(jìn)入高含水開發(fā)期。近年來開發(fā)中呈現(xiàn)以下特點(diǎn)：①儲層物性差，非均質(zhì)嚴(yán)重，非主力層注水井欠注，地層壓力保持水平低[1]。②局部區(qū)域注采井網(wǎng)不完善，注采井距偏大，注不進(jìn)采不出。鑒于低滲透油藏基質(zhì)致密、裂縫系統(tǒng)復(fù)雜、油井生產(chǎn)水平低、采收率低、開發(fā)效果差[2]，結(jié)合該油田存在的具體問題，在加強(qiáng)區(qū)塊剩余油分布規(guī)律研究，進(jìn)一步開展精細(xì)油藏描述工作的基礎(chǔ)上，探索應(yīng)用小井距注水開發(fā)技術(shù)挖掘剩余油的試驗(yàn)研究，取得了較好的成果，為今后進(jìn)一步改善注水開發(fā)效果、提高最終采收率摸索出了一條新的出路[3-4]。

1 開發(fā)中存在的問題

寶浪油田B區(qū)塊地處新疆焉耆縣永寧鄉(xiāng)境內(nèi)，區(qū)域構(gòu)造上位于焉耆盆地博湖坳陷寶浪蘇木背斜構(gòu)造帶北部。其具有以下地質(zhì)特點(diǎn)： ①平均孔隙度為13%，滲透率為22 mD， 屬低孔低滲儲層；②油藏類型為層狀邊水背斜油藏，含油層系為侏羅系三工河組，油藏埋深為2 100～2 350 m；③油層縱向分布較集中，層數(shù)多、厚度大，單井砂體平均厚度為80 m；④三級斷層19條，全部為逆斷層，裂縫較發(fā)育，煤層較發(fā)育[5]。近年來，注水開發(fā)中存在以下問題。

1.1 注水井層吸水狀況差

由于B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組目前注采井距為260 m，非主力層物性較差，注采井難以建立壓力驅(qū)動體系，致使注水井吸水能力差[6]。實(shí)施小井距先導(dǎo)試驗(yàn)前，據(jù)統(tǒng)計，B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組注水井開井29口，日配注575 m3/d，配注71層，實(shí)注215 m3/d。其中，欠注井層51層，占71.8%，日配注440 m3/d，實(shí)注75 m3/d，實(shí)注水量僅為配注量的17.1%(表1)。欠注井層主要集中在Esh、Ⅰ1、Ⅱ1和Ⅱ3層，為非主力層。

表1 B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組注水井注水狀況Table 1 Water injection status of water injection wells in Baobei block Ⅰ+Ⅱ oil group

1.2 注水井井筒附近有效滲透率大幅增加

通過注水井壓力資料分析，注水井有效滲透率大幅增加，分析主要原因?yàn)樽⑺哺浇?jīng)過長期注水沖刷存在顆粒運(yùn)移，使井筒附近有效滲透率大幅提高[7](表2)。

表2 B區(qū)塊注水井壓降資料解釋成果Table 2 Explanation results of pressure drop data of injection wells in Baobei block

寶1222井為二級三段分層注水，其全井平均有效滲透率為同期采油井有效滲透率的4.6倍以上。

寶1202井為一級二段分層注水，其全井平均有效滲透率為同期采油井有效滲透率的7.6倍以上。壓力測試曲線分別探測有效半徑為：73.45 m、80.19 m、158 m。其中73.45 m和80.19 m分別屬于達(dá)西流段的影響半徑，非達(dá)西流段影響半徑為158 m。說明注水井井筒附近經(jīng)注水長期沖刷后，顆粒運(yùn)移至油層深部，甚至堆積在采油井井筒周圍[8]。

2 小井距調(diào)整可行性論證

2.1 物質(zhì)基礎(chǔ)

根據(jù)B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組單層采出程度分析(表3)[9]，非主力層地質(zhì)儲量為303.29×104t，累計產(chǎn)油51.3×104t，采出程度較低，為16.9%，因此調(diào)整具有一定物質(zhì)基礎(chǔ)。小井距開發(fā)試驗(yàn)針對的是非主力層[10]。

表3 B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組單層采出程度統(tǒng)計Table 3 Statistical of single layer recovery degree of Ⅰ+Ⅱ oil group in Baobei block

B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組單層地質(zhì)儲量為491.43×104t，累積產(chǎn)油為89.99×104t，剩余地質(zhì)儲量為401.44×104t，平均采出程度為18.31%。各單層采出程度有較大差異，其中，Ⅱ22+3采出程度最高，為22.35%；Ⅰ22+3采出程度最低，為9.64%。

2.2 非主力層小井距挖潛剩余油潛力

B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組非主力層平面上水淹狀況相對較弱，以點(diǎn)狀分布為主，未連成片。B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組非主力層地質(zhì)儲量為303.29×104t，其中水淹區(qū)儲量為111.76×104t，水淹區(qū)儲量比例為36.85%，水淹程度相對較低[11]。其中Ⅰ12水淹程度最低，水淹區(qū)儲量比例為7.3%；Ⅱ21水淹程度最高，水淹區(qū)儲量比例為59.07%(表4)。

表4 B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組非主力層各單層水淹區(qū)儲量狀況統(tǒng)計Table 4 Statistical of reserve status of single layer waterflooded area in Ⅰ+Ⅱ oil formation of Baobei block

2.3 小井距調(diào)整合理井網(wǎng)密度論證

2.3.1 小井距調(diào)整井網(wǎng)方式研究

為了確定小井距調(diào)整注采井網(wǎng)方式，采取童憲章院士在《從注采平衡角度出發(fā)比較不同面積注水井的特征和適應(yīng)性》中的研究成果計算[12]。研究報告中假設(shè)：Jo為油井平均單井產(chǎn)液指數(shù)，且開始產(chǎn)水后一直不發(fā)生變化；Jw為注水井平均單井吸水指數(shù)，注水開發(fā)過程中長期保持不變，且m=Jo/Jw。經(jīng)過公式推導(dǎo)，得出以下結(jié)果：

相對生產(chǎn)井?dāng)?shù)

(1)

相對注水井?dāng)?shù)

Y=n+2m-3

(2)

相對總井?dāng)?shù)

(3)

式中n——井網(wǎng)系數(shù)，代表單元內(nèi)的總井?dāng)?shù)。

一般地講，注水井的吸水指數(shù)與采油指數(shù)相比，其值愈高，所需的注水井?dāng)?shù)愈少；其值愈低，則所需的注水井?dāng)?shù)愈多。具體地講，吸水指數(shù)比采油指數(shù)小得多的油田(即m值大于3以上)，七點(diǎn)法或九點(diǎn)法比較有利，注采井?dāng)?shù)比為2～3；吸水指數(shù)大大高于采油指數(shù)的油田(即m值小于0.5)，四點(diǎn)法或反九點(diǎn)法比較有利；吸水指數(shù)與采油指數(shù)接近的油田(即m=1左右)，采用五點(diǎn)法比較適合。

按照不同的吸水指數(shù)與產(chǎn)油指數(shù)的比值(m)，作出和n的關(guān)系曲線，如圖1所示。統(tǒng)計B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ?qū)酉的壳捌骄撞梢褐笖?shù)為0.023 1 m3/(d·MPa·m)，平均米吸水指數(shù)為0.036 1 m3/(d·MPa·m)，即m值為0.64；根據(jù)m值查圖得Ⅰ+Ⅱ?qū)酉档膎值等于4.6，即B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ?qū)酉祽?yīng)采用四點(diǎn)法或五點(diǎn)法面積注水井網(wǎng)比較合適。因此，本次小井距先導(dǎo)試驗(yàn)采用不規(guī)則四點(diǎn)法或五點(diǎn)法注采井網(wǎng)形式。

2.3.2 小井距調(diào)整井距研究

目前B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組注采井距260 m是按初期平均滲透率19.9 mD設(shè)計的，針對非主力層平均滲透率8.81 mD左右顯然注采井距偏大，注采井之間難以建立壓力驅(qū)動體系[13]。

(1)據(jù)啟動壓力梯度計算注采極限井距。

通過對B區(qū)塊室內(nèi)實(shí)驗(yàn)啟動壓力梯度的研究表明，當(dāng)滲透率小于10 mD時，其啟動壓力梯度比高于10 mD的啟動壓力梯度大一個級別；當(dāng)滲透率為1～10 mD時，啟動壓力梯度平均為0.061 12 mD/m(圖2)。

應(yīng)用滲流力學(xué)理論分析水動場[14]可以發(fā)現(xiàn)以下規(guī)律：①當(dāng)存在等產(chǎn)量一源一匯穩(wěn)定徑向流時，各流線中主流線上的滲流速度為最大。②在同一流線上，與匯、源距離相等的地方滲流速度最小。③油井與注水井的連線為主流線，在主流線中間處的滲流速度為最小，壓力梯度也最小。當(dāng)中間處的壓力梯度大于啟動壓力梯度時，其液體便開始流動[15]。

由產(chǎn)量公式推導(dǎo)出主流線中點(diǎn)處的壓力梯度為：

(4)

式中ph——注水井井底流壓，MPa；

pw——采油井井底流壓，MPa；

R——注采井距，m；

rw——井筒半徑，m。

根據(jù)B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組目前的實(shí)際生產(chǎn)情況，ph-pw為45 MPa；當(dāng)滲透率為8.81 mD時，啟動壓力為0.061 MPa/m；取井筒半徑rw為0.063 m。計算B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組非主力層極限井距為184 m。

(2)壓力恢復(fù)測試解釋調(diào)查半徑。

根據(jù)B區(qū)塊壓力恢復(fù)測試解釋成果，得到探測半徑與有效滲透率的關(guān)系為：Re=83.735·Ke0.378 6(圖3)。

根據(jù)B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組壓力恢復(fù)測試解釋成果(表5)計算平均有效滲透率為1.027 mD，由圖3計算B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組泄油半徑為84 m左右，即注采井距為168 m左右。

表5 B區(qū)塊Ⅱ油組壓力恢復(fù)測試解釋成果Table 5 Pressure build-up test interpretation results of B block Ⅱ oil group

2.3.3 合理經(jīng)濟(jì)極限井距的計算

從經(jīng)濟(jì)上考慮，當(dāng)加密井增加可采儲量的經(jīng)濟(jì)價值大于加密井的總投入時，加密井在經(jīng)濟(jì)上是合理的，當(dāng)兩者相等時，即是井網(wǎng)密度的經(jīng)濟(jì)界限。井網(wǎng)密度的經(jīng)濟(jì)界限可通過單井控制地質(zhì)儲量經(jīng)濟(jì)極限除以單位面積地質(zhì)儲量得出，具體計算公式[16]為：

(5)

式中ER——原油采收率，小數(shù)；

No——原油地質(zhì)儲量，104t；

Ao——含油面積，km2。

通過該式計算得到B區(qū)塊不同油價下不同層系的經(jīng)濟(jì)界限井網(wǎng)密度(表6)。B區(qū)塊為不規(guī)則五點(diǎn)形井網(wǎng)，可折合成不同油價下的井距界限(表7)。

表6 B區(qū)塊不同油價下井網(wǎng)密度界限計算表Table 6 Calculating table of well pattern density limit under different oil prices in B block

表7 B區(qū)塊不同油價下極限井距計算表Table 7 Calculation table of well limit spacing under different oil prices in B block

由以上數(shù)據(jù)可看出，B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組在油價為60 $/bbl的情況下，經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為28.42 well/km2，折合井距為188 m。而目前B區(qū)塊井網(wǎng)密度為14.7 well/km2，平均井距在260 m左右，井網(wǎng)加密調(diào)整仍有進(jìn)一步完善的余地。

綜上所述，B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組技術(shù)極限井距為184 m，經(jīng)濟(jì)極限井距為169～188 m，而實(shí)際注采井距為260 m，仍具有進(jìn)一步加密調(diào)整的余地。因此小井距試驗(yàn)井網(wǎng)形式確定為不規(guī)則四點(diǎn)法或五點(diǎn)法面積注水井網(wǎng)[17]，井距確定為150～200 m(表8)。

表8 井網(wǎng)形式及井距最終論證Table 8 Form of well pattern and final demonstration of well spacing

3 小井距部署和實(shí)施效果

3.1 小井距部署原則

B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組通過利用老井進(jìn)行了小井距先導(dǎo)試驗(yàn)，主要是為了解決B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組非主力層注水井注不進(jìn)水的矛盾，補(bǔ)充地層能量，減緩層間矛盾，改善開發(fā)效果，同時盡可能做到少投入多產(chǎn)出，力爭取得較好的經(jīng)濟(jì)效益。

為了有效挖掘剩余油潛力[18-19]，提高油田最終采收率，制定了小井距部署原則：由于油藏整體調(diào)整需要打的新井?dāng)?shù)量較多，投資比較大，因此要在開展小井距先導(dǎo)試驗(yàn)的基礎(chǔ)上：①采用整體部署、分步實(shí)施的原則，以提高加密調(diào)整效果[20]；②小井距先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)選擇在位置構(gòu)造相對簡單、裂縫不發(fā)育的區(qū)域；③全部利用老井構(gòu)成先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)，井網(wǎng)形式為四點(diǎn)法或五點(diǎn)法；④為了達(dá)到先導(dǎo)試驗(yàn)的目的，試驗(yàn)井組分別采取不同注采井距進(jìn)行試驗(yàn)，注采井距為120～220 m；⑤設(shè)計采油井區(qū)域，采出程度低，剩余油相對富集；⑥轉(zhuǎn)注井井況良好，無潛力層[21-22]。

3.2 小井距先導(dǎo)試驗(yàn)部署和實(shí)施效果

根據(jù)試驗(yàn)方案部署指導(dǎo)思想和原則，為了減少風(fēng)險，先采取全部利用老井開展小井距先導(dǎo)試驗(yàn)[23]，在整體部署的基礎(chǔ)上選取3個井組——寶1327井組、寶1324井組、寶1315井組作為先導(dǎo)試驗(yàn)井組。小井距先導(dǎo)試驗(yàn)部署，利用Ⅲ油組井返層1口(寶1324井)，老井轉(zhuǎn)注4口(寶1219井、寶1415、寶1321、寶3-7)，利用老注水井4口，形成3個井組小井距先導(dǎo)試驗(yàn)(圖4)。

3.3 小井距先導(dǎo)試驗(yàn)實(shí)施效果分析

小井距先導(dǎo)試驗(yàn)中寶1315試驗(yàn)井組井距注采為120～145 m，寶1415井與寶1219井日注水分別達(dá)到10 m3和 20 m3。轉(zhuǎn)注30 d后對應(yīng)中心采油井寶1315井產(chǎn)量從2.6 t上升到7.2 t，且保持半年之久，轉(zhuǎn)注后截至2018年10月已累計增油9 979.9 t，開發(fā)效果顯著。

B1324試驗(yàn)井組利用Ⅲ油組注水井寶1324井上返作為中心采油井，轉(zhuǎn)注老井寶1321井、寶3-7井，并利用原注水井寶1222井和寶4-7井，形成五點(diǎn)法注采井網(wǎng)實(shí)施小井距試驗(yàn)，井距為175～260 m。B1324井轉(zhuǎn)采后，地下嚴(yán)重虧空，量油不出。

B1327井組以原采油井1327為中心，轉(zhuǎn)注老井寶1321井，并利用老注水井3口——寶1323、寶1310井和寶4-7井(暫時停注)，形成五點(diǎn)法注采井網(wǎng)，注采井距為150～180 m，實(shí)施小井距試驗(yàn)。B1327井組效果一般，試驗(yàn)井組轉(zhuǎn)注后累積產(chǎn)油1 207.3 t，注水半年后見水產(chǎn)量從2.4 t降至1 t以下，中含水。

小井距先導(dǎo)試驗(yàn)井組合計增油8 186.9 t，寶1315井組效果顯著。3個小井距先導(dǎo)試驗(yàn)的現(xiàn)場實(shí)施效果說明在寶北Ⅰ+Ⅱ油組油層連通較好、剩余油相對富集區(qū)開展小井距試驗(yàn)?zāi)苡行Ц纳圃搮^(qū)開發(fā)效果，可推廣應(yīng)用，建議最佳注采井距為120～200 m。

4 結(jié)論

通過對寶浪油田B區(qū)塊開展小井距可行性論證及現(xiàn)場先導(dǎo)試驗(yàn)，研究了最佳井距，現(xiàn)場實(shí)施了不同井距下的3個先導(dǎo)試驗(yàn)井組。結(jié)合現(xiàn)場生產(chǎn)效果，得出以下結(jié)論：

(1)B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ?qū)酉敌【嘞葘?dǎo)試驗(yàn)采用不規(guī)則四點(diǎn)法或五點(diǎn)法面積注水井網(wǎng)形式比較合適。

(2)B區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組非主力層由于井距較大，注采不能建立壓力驅(qū)動體系，在既有注采井網(wǎng)條件下，進(jìn)一步提高剩余儲量動用程度的難度大，建議采用小井距開發(fā)，井距縮小至120～200 m，先導(dǎo)試驗(yàn)效果顯著，表明小井距注水開發(fā)技術(shù)在低滲老區(qū)挖潛是可行的[24]。