渤海J油田高含水后期壓裂井選井選層研究及應(yīng)用

閆建麗，顏冠山，谷志猛，別夢(mèng)君，張振杰

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300459）

渤海J 油田經(jīng)歷了長(zhǎng)期的水驅(qū)、聚驅(qū)開發(fā)，目前已進(jìn)入高含水、高采出程度開發(fā)階段，單井含水普遍高于90%。受儲(chǔ)層非均質(zhì)性、層間差異、驅(qū)替差異性等多種因素綜合影響，剩余油分布越來(lái)越復(fù)雜，常規(guī)的開發(fā)調(diào)整增油措施效果越來(lái)越弱。受海洋環(huán)境和平臺(tái)空間限制，長(zhǎng)期以來(lái)大型壓裂技術(shù)在海上平臺(tái)難以實(shí)施，目前壓裂增產(chǎn)措施開始逐步在海上油藏中應(yīng)用[1-3]。然而，隨著油藏進(jìn)入高含水后期，往往在地下已經(jīng)形成了較為復(fù)雜的高水淹通道，壓裂措施實(shí)施時(shí)則需要盡量避免與這類通道溝通，否則極易造成壓裂后油井含水的快速上升，嚴(yán)重影響壓裂增產(chǎn)效果[4-6]。為了充分挖掘油田潛力，提高壓裂措施效果，在高含水后期不僅需要全面了解油水井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化，更需要精細(xì)研究剩余油分布及儲(chǔ)層改造潛力[7-9]。立足于海上油田礦場(chǎng)實(shí)際，首先利用改進(jìn)后的無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)評(píng)價(jià)油井產(chǎn)液能力，分析聚驅(qū)后油井合理產(chǎn)液變化規(guī)律，對(duì)比單井無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)下降幅度，進(jìn)而選擇亟需治理的油井；再充分應(yīng)用精細(xì)地質(zhì)研究成果和數(shù)值模擬技術(shù)，評(píng)價(jià)各小層儲(chǔ)層改造、挖潛潛力，同時(shí)特別加強(qiáng)高含水后期驅(qū)替倍數(shù)量化表征和評(píng)價(jià)；最后建立適合油田壓裂措施的合理選井、選層量化依據(jù)，有效指導(dǎo)了油田高含水后期挖潛，提高了壓裂措施成功率，獲得了良好的經(jīng)濟(jì)效益。

1 壓裂井選井、選層研究

1.1 單井產(chǎn)液變化特征

大量的聚合物驅(qū)替礦場(chǎng)試驗(yàn)表明，在注聚開發(fā)油田中后期會(huì)普遍出現(xiàn)油井產(chǎn)液能力下降[10-13]，但由于油田類型、驅(qū)替強(qiáng)度、下降幅度不同，同一油田的不同井亦有差異。渤海J 油田在長(zhǎng)期的聚驅(qū)開發(fā)過(guò)程中，大量的油井出現(xiàn)了不同程度的產(chǎn)液下降，嚴(yán)重影響了油田開發(fā)效果。加強(qiáng)聚驅(qū)階段油井的合理產(chǎn)液能力變化規(guī)律，可以為礦場(chǎng)產(chǎn)液下降異常油井的原因分析及后續(xù)工藝措施提供理論依據(jù)。

無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)是表征油井產(chǎn)液能力的重要參數(shù)，是評(píng)價(jià)不同含水率時(shí)油井產(chǎn)液能力的指標(biāo)之一。常規(guī)水驅(qū)的無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)計(jì)算公式如下：

式中：qo為油相流量，m3/d；qw為水相流量，m3/d；Q0為初始產(chǎn)量，m3/d；kro(Sw)為含水飽和度Sw下的油相相對(duì)滲透率；krw(Sw)為含水飽和度Sw下的水相相對(duì)滲透率；kro(Swc)為油相最大相對(duì)滲透率；μo為油相黏度，mPa·s；μw為水相黏度，mPa·s。

對(duì)于水驅(qū)階段，將油和水看成一種混合物，油水的相對(duì)流度合并為：

以油水相的相對(duì)滲透率為權(quán)重的混合加權(quán)平均黏度被稱為視黏度λr-1，對(duì)λr-1在0～L 范圍內(nèi)進(jìn)行積分，水驅(qū)階段無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)[14]：

式中：L為注水端與采出端的距離，m。

對(duì)于聚驅(qū)階段，將地層中油水視黏度、聚合物驅(qū)階段的總的視黏度采用注入聚合物體積數(shù)進(jìn)行加權(quán)平均，可得到聚合物驅(qū)階段的視黏度[15]：

式中：μp為聚合物溶液地下工作黏度，mPa·s；Vp為聚合物注入孔隙體積倍數(shù)。

因此，聚驅(qū)階段的無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)的計(jì)算公式為：

利用上述積分的方法，計(jì)算J油田聚驅(qū)階段無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)變化特征曲線如圖1a 所示。水驅(qū)階段時(shí)，隨著含水率的不斷上升，相應(yīng)的無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)持續(xù)上升；聚驅(qū)階段時(shí)，注聚前緣波及到后，由于聚合物黏度大于油水混合液的黏度，油藏滲流阻力增加，相應(yīng)的無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)緩慢下降，而后隨著含水率的逐步上升，無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)增加的幅度逐漸加快。J油田注聚生產(chǎn)后，實(shí)際正常生產(chǎn)井在無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)曲線上生產(chǎn)特征如圖1b所示，表現(xiàn)形態(tài)、趨勢(shì)與理論曲線較一致，說(shuō)明按照上述積分方法來(lái)計(jì)算無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)較符合油藏開發(fā)實(shí)際。

圖1 渤海J油田無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)變化典型曲線Fig.1 Dimensionless fluid productivity index curve for Bohai J Oil Field

以生產(chǎn)實(shí)際無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)與聚驅(qū)無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)理論曲線進(jìn)行對(duì)比，總結(jié)油田單井產(chǎn)液指數(shù)變化規(guī)律及分類，判斷聚驅(qū)階段油井產(chǎn)液下降幅度是否合理。通過(guò)對(duì)J 油田單井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)規(guī)律及聚驅(qū)后無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)變化情況進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，將其分為3類。

一類井：生產(chǎn)井無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)較理論曲線的下降幅度小于10%，認(rèn)為受地層非均質(zhì)性的影響，單井產(chǎn)液指數(shù)與理論計(jì)算略有差異，基本符合聚驅(qū)后產(chǎn)液變化規(guī)律，為油田的典型生產(chǎn)井，占油井總數(shù)的63%。

二類井：生產(chǎn)井無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)較理論曲線的下降幅度為10%～20%，認(rèn)為儲(chǔ)層可能存在一定污染，占油井總數(shù)的22%，在密切關(guān)注無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)變化的同時(shí)，可以考慮嘗試采用常規(guī)酸化解堵措施。

三類井：生產(chǎn)井無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)較理論曲線的下降幅度超過(guò)30%，與規(guī)律認(rèn)識(shí)偏離較大，地層聚合物污染堵塞嚴(yán)重，各類解堵措施，均無(wú)法解除堵塞問(wèn)題，占油井總數(shù)的15%。如表1中W9-6、E1-2、E2-3和E2-7井無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)下降幅度都超過(guò)30%，其中W9-6、E1-2井曾多次嘗試解堵措施，均無(wú)效。推薦考慮實(shí)施壓裂措施來(lái)改善產(chǎn)液水平。

表1 渤海J油田單井無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)評(píng)價(jià)Table 1 Dimensionless fluid productivity index evaluation for Bohai J Oil Field

1.2 儲(chǔ)層精細(xì)研究與優(yōu)勢(shì)滲流通道識(shí)別

海上J 油田層間、層內(nèi)及平面上的非均質(zhì)性嚴(yán)重，早期采用統(tǒng)注統(tǒng)采的開發(fā)方式，使得油田油水運(yùn)動(dòng)復(fù)雜，平面、縱向注采不均衡。造成了平面、縱向剩余油差異大的同時(shí)，更是形成了高滲大孔道。為了提高壓裂措施的有效性和剩余油挖潛的效果，壓裂井層位的選擇往往在平面和縱向上需要避開優(yōu)勢(shì)滲流通道一定距離。

海上J 油田沉積單元的主要沉積微相類型為水下分流河道、河口壩、席狀砂、遠(yuǎn)砂壩側(cè)緣。水下分流河道一般較窄，延伸距離短；河口壩微相發(fā)育，分布范圍廣，主力小層連片發(fā)育；遠(yuǎn)砂壩微相偶有發(fā)育，且分布局限；席狀砂微相發(fā)育，砂體薄，分布廣。

地下油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律研究表明，大孔道往往形成于滲透率高、平面差異大的層，而這往往與沉積微相具有相關(guān)性[16-18]。Ⅰ-3-2小層為例，該層主要以河口壩和水下分流河道為主，平面上水下分流河道容易形成優(yōu)勢(shì)滲流通道，后期調(diào)整井E2-7鉆遇的水淹情況證實(shí)了該觀點(diǎn)，如圖2所示，E2-2井、E3-4井同處一個(gè)河道，E2-7井處于兩井之間的河口壩，順著水下分流河道E2-2 井對(duì)E3-4 井形成竄流通道，E2-7 井未水淹。

圖2 沉積微相分布特征（Ⅰ-3-2小層）Fig.2 Sedimentary characteristics of microfacies（LayerⅠ-3-2）

為了確保壓裂井的措施效果，壓裂井層位的選擇要避開水下分流河道優(yōu)勢(shì)滲流通道。以E2-3 井Ⅰ-3-2和Ⅱ-2-1小層沉積微相為例，沉積微相及滲透率分布如圖3、圖4 所示。對(duì)比沉積相圖，可以看出，E2-3井Ⅰ-3-2小層是水下分流河道砂，窄條狀分布，該井點(diǎn)有效厚度5.0 m，注水井E2-2亦處于水下分流河道砂，物性較好，且E2-2與E2-3方向與沉積物源方向保持一致，更有可能發(fā)育大孔道或者高滲條帶。相比較而言，Ⅱ-2-1小層上，E2-2與E2-3兩井之間是河口壩相，存在沉積相和沉積物性的變化，不利于形成優(yōu)勢(shì)滲流通道。為了避開井E2-2與井E2-3之間水竄，E2-3井不選擇Ⅰ-3-2小層實(shí)施壓裂。

圖3 沉積微相分布特征Fig.3 Sedimentary characteristics of microfacies

圖4 渤海J油田E2-2、E2-3井滲透率分布Fig.4 Permeability distribution for Well-E2-2 and Well-E2-3 of Bohai J Oil Field

在精細(xì)地質(zhì)研究成果的基礎(chǔ)上，深入研究目標(biāo)井區(qū)精細(xì)儲(chǔ)層、沉積相帶圖，并結(jié)合單砂層注采關(guān)系，進(jìn)一步進(jìn)行壓裂選層研究。窄條狀分布的水下分流河道砂，由于儲(chǔ)層物性較好，易于形成優(yōu)勢(shì)滲流通道，一般不作為壓裂層位；分布范圍廣、連片發(fā)育的主體河口壩，且周圍注水井注水狀況較好，可選為壓裂層位；非主體薄層砂由于受層間干擾影響，動(dòng)用程度較差，壓裂增油潛力較大，但若注采連通性差，儲(chǔ)層物質(zhì)基礎(chǔ)較小，這類油層目前不作為渤海J油田壓裂的主要對(duì)象。

1.3 剩余油定量刻畫

為精細(xì)描述目標(biāo)井區(qū)各單砂體驅(qū)替狀況和剩余油富集程度，借助數(shù)值模擬軟件強(qiáng)大的數(shù)值計(jì)算功能，計(jì)算各網(wǎng)格的驅(qū)替倍數(shù)和剩余油儲(chǔ)量，通過(guò)網(wǎng)格的疊加得到目標(biāo)井區(qū)各單砂體驅(qū)替程度和剩余油潛力的大小[19-21]。運(yùn)用tNavigator 軟件得到不同油藏位置的驅(qū)替倍數(shù)，以W6-4（注水井）與W6-5（采油井）典型井組為例，各網(wǎng)格驅(qū)替倍數(shù)與采出程度關(guān)系如圖5 所示，并進(jìn)行驅(qū)替倍數(shù)分級(jí)評(píng)價(jià)，見表2。當(dāng)驅(qū)替倍數(shù)小于5時(shí)，采出程度增幅達(dá)24%～35%，壓裂增油潛力最大；當(dāng)驅(qū)替倍數(shù)大于20 時(shí)，屬高耗水，甚至是無(wú)效注水，其主要分布在儲(chǔ)層物性較好、大孔道及累積產(chǎn)油量和累積注水量較高的油水井附近，壓裂增產(chǎn)開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益極差。因此將驅(qū)替倍數(shù)小于5時(shí)界定為J油田高含水后期壓裂選層的標(biāo)準(zhǔn)。

圖5 數(shù)值模擬模型中不同網(wǎng)格驅(qū)替倍數(shù)與采出程度關(guān)系Fig.5 Relation between displacement multiple and recovery degree of different grids in numerical model

表2 渤海J油田驅(qū)替倍數(shù)分級(jí)評(píng)價(jià)結(jié)果Table 2 Displacement multiple distribution evaluation for Bohai J Oil Field

以E1-2 井為例，各單砂體的驅(qū)替狀況、剩余油分布如圖6所示。該井Ⅱ、Ⅲ油組驅(qū)替倍數(shù)0.5～4.5，為弱驅(qū)替區(qū)，且剩余地質(zhì)儲(chǔ)量較大，綜合考慮后，推薦該井壓裂Ⅱ、Ⅲ油組。

圖6 渤海J油田E1-2井區(qū)各單砂體驅(qū)替狀況及剩余油分布Fig.6 Distribution of remaining reserves of each layer for E1-2 area of Bohai J Oil Field

綜合上述研究成果，為進(jìn)一步提高油井壓裂選層的可操作性，研究了不同類型砂體壓裂選層的量化依據(jù)，見表3。在具體的壓裂選井選層過(guò)程中，必須結(jié)合油田的實(shí)際情況具體分析，綜合考慮選井選層原則，才能保證壓裂初期增油效果及較長(zhǎng)的有效期。

表3 渤海J油田高含水后期油井壓裂選層依據(jù)Table 3 Standard for selecting fracturing layer for Bohai J Oil Field

2 應(yīng)用效果

針對(duì)渤海J 油田單井無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)下降幅度超過(guò)30%的三類井，加強(qiáng)對(duì)各井各小層的優(yōu)勢(shì)滲流通道識(shí)別及剩余油潛力分析，根據(jù)上述高含水后期油井壓裂選層依據(jù)，2020年在渤海J油田優(yōu)選并實(shí)施了4 口壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)井，壓裂措施實(shí)施后整體上單井平均日增油26.7 t，含水率與措施前基本一致，見表4。從單井無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)理論與實(shí)際曲線對(duì)比來(lái)看，壓裂后各井無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)大幅提高至理論水平附近，見圖7。實(shí)踐表明，渤海J油田進(jìn)入高含水后期開發(fā)后，在剩余油高度分散、挖潛難度越來(lái)越大的情況下，應(yīng)用上述壓裂定量化選井選層方法，結(jié)合配套的過(guò)篩管壓裂技術(shù)，對(duì)改善高含水后期的開發(fā)效果，實(shí)現(xiàn)油田的高效開發(fā)，具有重要的指導(dǎo)意義。

表4 渤海J油田2020年油井壓裂措施效果Table 4 Results of fracturing in 2020 for Bohai J Oil Field

3 結(jié)論

1）采用視黏度概念，計(jì)算聚驅(qū)階段無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)的方法較符合礦場(chǎng)應(yīng)用,可依此對(duì)聚驅(qū)油田單井產(chǎn)液能力進(jìn)行評(píng)價(jià)，指導(dǎo)生產(chǎn)異常井的分析與壓裂選井。

2）研究了高含水后期油藏驅(qū)替倍數(shù)與采出程度關(guān)系，對(duì)各層進(jìn)行了驅(qū)替倍數(shù)分類評(píng)價(jià)，量化了各層的剩余油潛力，為高含水油田后期壓裂選層提供了依據(jù)。

3）針對(duì)無(wú)因次產(chǎn)液指數(shù)下降幅度大于30%的油井，在充分應(yīng)用精細(xì)地質(zhì)油藏研究成果的基礎(chǔ)上，建立了海上J 油田高含水后期油井壓裂選層量化依據(jù)。礦場(chǎng)應(yīng)用的高含水先導(dǎo)試驗(yàn)井壓裂取得了較好的增油效果。高含水后期壓裂作業(yè)的選井、選層方法可為類似油田低效井治理提供借鑒。