合水地區(qū)致密油油藏注水井轉(zhuǎn)采實(shí)施效果分析

熊 熙

(西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710065)

合水地區(qū)致密油油藏儲(chǔ)層物性差，存在采油井含水突變、注水井長(zhǎng)期注水無(wú)效等情況，造成采油井低產(chǎn)低效，使得部分剩余油滯留在地層中，嚴(yán)重影響油田采收率。目前，采油井治理手段比較單一，而注水井與采油井之間形成的有效裂縫連通，增加了儲(chǔ)層的供液能力，在一定程度上使得注水井可以向采油井轉(zhuǎn)換。注水井轉(zhuǎn)采，作為一項(xiàng)提高采收率的開(kāi)發(fā)技術(shù)，在合水地區(qū)取得了較好成果，推動(dòng)了致密油油藏注水井的轉(zhuǎn)采試驗(yàn)。轉(zhuǎn)采井措施效果是研究的關(guān)鍵，因此探討地層物性、壓裂規(guī)模、注水量，以及見(jiàn)水特征對(duì)措施效果的影響，對(duì)后續(xù)油藏動(dòng)態(tài)開(kāi)發(fā)具有重要意義。

1 油藏概況

合水油田位于鄂爾多斯盆地一級(jí)構(gòu)造單元陜北斜坡西南部，其油層分布廣、含油層系多。主力油藏長(zhǎng)7致密油主要為半深湖背景下的砂質(zhì)碎屑流沉積，儲(chǔ)層物性差，孔隙類型以長(zhǎng)石溶孔為主、粒間孔次之，孔喉細(xì)小，中值半徑 0.09 μm，平均孔隙度8.8%，空氣滲透率 0.15 mD，具有低滲、低壓、低產(chǎn)特征；原始地層壓力 14.7 MPa，壓力系數(shù)0.84，儲(chǔ)層埋深 1750 m，儲(chǔ)層厚度15～25 m；地應(yīng)力方位為NE75°，儲(chǔ)隔層應(yīng)力差值2～4 MPa，天然微裂縫發(fā)育(0.22條/m)[1]。

2 注水井轉(zhuǎn)采實(shí)施效果

Z230區(qū)是合水地區(qū)長(zhǎng)7致密油油藏的主力區(qū)塊。針對(duì)水平井裂縫性含水上升，注水長(zhǎng)期不見(jiàn)效的開(kāi)發(fā)矛盾，從2015年起逐步開(kāi)展了注水井轉(zhuǎn)采措施(7口)，目前見(jiàn)效有6口，累產(chǎn)時(shí)間均已超過(guò)3個(gè)月。注水井周?chē)蛯又写嬖谝欢康氖Ｓ嘤?，是注水井轉(zhuǎn)采后出油的物質(zhì)基礎(chǔ)[2]。

分析轉(zhuǎn)采井措施效果得出，隨著轉(zhuǎn)采前累計(jì)注水量的增加，見(jiàn)油周期也不斷延長(zhǎng)，但初期日產(chǎn)油不斷減小。G229-81、G216-75井累產(chǎn)天數(shù)分別是 1224 d、853 d，平均日產(chǎn)油分別是 1.16 t、0.88 t，取得了較好的實(shí)施效果；G217-98初產(chǎn)高，見(jiàn)油快，目前日產(chǎn)油 1.83 t。

3 轉(zhuǎn)采井實(shí)施效果影響因素

構(gòu)造-浮力模型揭示了注水井轉(zhuǎn)采后出油長(zhǎng)期發(fā)揮作用的過(guò)程。對(duì)于水潤(rùn)濕油層，在注水井停注后，由于壓力降低，油層自吸驅(qū)油增強(qiáng)。較小孔隙中的油滴流到大孔隙中，合并在大孔隙中，并在大孔隙中聚集形成連續(xù)油柱。當(dāng)油柱高度能夠克服大孔隙中的毛管力時(shí)，便在浮力作用下向高部位移動(dòng)[3]。注水井轉(zhuǎn)采后改變了液流方向，提高了注入水波及效率，擴(kuò)大了水驅(qū)波及體積[4]。文獻(xiàn)也指出，逆向驅(qū)油能夠克服毛管力的圈閉作用，在油層內(nèi)形成高壓驅(qū)替，克服賈敏效應(yīng)的不利影響[5]。根據(jù)這一基本原理，實(shí)施注水井轉(zhuǎn)采措施。通過(guò)對(duì)轉(zhuǎn)采井儲(chǔ)層物性、壓裂改造情況、累計(jì)注水量、累計(jì)注采比、見(jiàn)水見(jiàn)效特征等因素的分析，研究各個(gè)因素對(duì)措施實(shí)施效果的影響。

3.1 儲(chǔ)層物性

Z230區(qū)塊轉(zhuǎn)采井平均油層厚度 20.7 m， 平均孔隙度11.4%，平均滲透率 0.65 mD(最小 0.22 mD，最大值 1.40 mD)，平均含油飽和度55.8%，平均電阻率 57.2 Ω.m，平均聲波時(shí)差為 225.6 μs/m。儲(chǔ)層發(fā)育良好，含油性好，具有豐富的剩余油儲(chǔ)量分布。

根據(jù)實(shí)施效果繪制了相關(guān)儲(chǔ)層參數(shù)與轉(zhuǎn)采后初產(chǎn)、平均日產(chǎn)的關(guān)系圖。見(jiàn)圖1。

圖1 儲(chǔ)層物性與單井產(chǎn)能的關(guān)系

從圖1中看來(lái)，儲(chǔ)層參數(shù)并不與轉(zhuǎn)采后效果成正相關(guān)或負(fù)相關(guān)關(guān)系，說(shuō)明措施效果還受到其他因素的影響。油層厚度、孔隙度及含油飽和度是反映儲(chǔ)層儲(chǔ)量物質(zhì)基礎(chǔ)的重要參數(shù)，是轉(zhuǎn)采后能否增油的先決條件。結(jié)合圖1(a)、圖1(d)、圖1(f)，確定能保證初期日產(chǎn)油、平均日產(chǎn)油在 1.0 t 以上的儲(chǔ)層物性參數(shù)下限為油層厚度h≥19 m、孔隙度φ≥10.7%、含油飽和度So≥48%。從含油性和儲(chǔ)層滲透性來(lái)看，初期日產(chǎn)油、平均日產(chǎn)油在 1.0 t 以上的轉(zhuǎn)采井電阻主要分布在40～80 Ω·m 之間，聲波時(shí)差的下限△t≥223 μs/m，滲透率K≥0.2 mD。

3.2 壓裂規(guī)模

Z230區(qū)塊實(shí)施的轉(zhuǎn)采井通過(guò)復(fù)合射孔加爆燃投注，前期沒(méi)有進(jìn)行壓裂改造。為了提高轉(zhuǎn)采后儲(chǔ)層的滲流能力，所有注水井在轉(zhuǎn)采前均實(shí)施壓裂改造措施，形成有效的滲流通道。轉(zhuǎn)采井平均改造油層厚度 20.7 m，平均單井加砂量為 73 m3，平均砂比是14.6%，平均單井入地液量 659 m3。

根據(jù)實(shí)施效果繪制單位油層厚度下加砂量、入地液量和砂比、排量與初期日產(chǎn)、平均日產(chǎn)的關(guān)系圖(圖2)。由圖2可知，單位厚度的加砂量基本上在2.5～5.0 m3之間，改造規(guī)模至少保證單位油層厚度下加砂量≥2.5 m3/m；單位厚度的入地液量至少在 21 m3/m 以上。采用“低砂比、大排量”的效果明顯較好[6]，結(jié)合實(shí)施效果，以10%～15%之間的低砂比以及大于5.5 m3/min的大排量能夠有效改造儲(chǔ)層條件，反之則效果較差(如G204-93)。

圖2 壓裂規(guī)模與單井產(chǎn)能的關(guān)系

3.3 累計(jì)注水量與累計(jì)注采比

統(tǒng)計(jì)表明，2015年以來(lái)的注水井在轉(zhuǎn)采前都進(jìn)行了長(zhǎng)時(shí)間的注水，平均注水天數(shù)達(dá)到 1478 d，平均單井注水量達(dá)到 20097 m3，平均井組累計(jì)注采比3.86，具有一定的能量基礎(chǔ)。從實(shí)施效果來(lái)看，隨著累計(jì)注水量以及累計(jì)注采比的增加，相應(yīng)的排液期和見(jiàn)油周期開(kāi)始延長(zhǎng)，從10天延長(zhǎng)至25天以上，其中G204-93仍未見(jiàn)油，但初期的日產(chǎn)液能力明顯提高，呈現(xiàn)出高液量、高含水的初期生產(chǎn)特征。

通過(guò)繪制累計(jì)注水量、累計(jì)注采比與初期產(chǎn)能、含水的關(guān)系圖(圖3、圖4)。由圖3、圖4可以發(fā)現(xiàn)兩者之間存在一定的關(guān)系。隨著累計(jì)注水量的增加，初期日產(chǎn)油呈現(xiàn)出先增加后遞減的趨勢(shì)；當(dāng)注水量小于 20000 m3時(shí)，初期日產(chǎn)油隨著注水量的增加而增加；當(dāng)注水量大于 20000 m3時(shí)，初期日產(chǎn)油隨著注水量的增加而減少。初期含水則隨著累計(jì)注水量的增加一直增大，當(dāng)注水量大于 20000 m3時(shí)，含水上升的幅度逐漸減小直至穩(wěn)定在90%左右。隨著累計(jì)注采比的增加，轉(zhuǎn)采后初期日產(chǎn)油不斷減小，初期含水則不斷增大。

圖3 累計(jì)注水量與初期產(chǎn)能、含水的關(guān)系 圖4 累計(jì)注采比與初期產(chǎn)能、含水的關(guān)系

通過(guò)繪制累計(jì)注水量、累計(jì)注采比與半年后遞減的關(guān)系圖(圖5、圖6)。由圖5、圖6看出，隨著累計(jì)注水量的增加，半年后液量遞減率不斷減?。划?dāng)累計(jì)注水量大于 10000 m3時(shí)，半年后液量遞減率可以減小到40%以下，表明較高的累計(jì)注水量是注轉(zhuǎn)采井長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)的必要條件。隨著累計(jì)注采比的增加，半年后液量和油量遞減率均呈現(xiàn)出下降的趨勢(shì)，較高的注采比表明井組內(nèi)剩余油儲(chǔ)量豐度大，油層未得到有效動(dòng)用，實(shí)施注水井轉(zhuǎn)采措施后注水井井間滯留帶的原油能夠持續(xù)流入井筒內(nèi)，遞減趨勢(shì)相應(yīng)減緩。

圖5 累計(jì)注水量與半年后液、油遞減的關(guān)系 圖6 累計(jì)注采比與半年后液、油遞減的關(guān)系

3.4 見(jiàn)水見(jiàn)效特征

總結(jié)了Z230區(qū)塊所有注轉(zhuǎn)采井對(duì)應(yīng)采油井的見(jiàn)水見(jiàn)效特征：井組內(nèi)對(duì)應(yīng)油井平均初期單井產(chǎn)能為 8.81 t，投產(chǎn)一年后為 4.31 t，遞減率達(dá)到51.1%，對(duì)應(yīng)油井15口，具有注水見(jiàn)效特征3口，見(jiàn)水6口。結(jié)合措施效果評(píng)價(jià)，針對(duì)見(jiàn)水方向明確、注水敏感的注水井實(shí)施轉(zhuǎn)采措施效果較為明顯。

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1)致密油油藏由于儲(chǔ)層物性差，注采對(duì)應(yīng)關(guān)系難以有效建立。大規(guī)模的水平井體積壓裂改造方式雖然能夠提高油井初產(chǎn)，但長(zhǎng)期來(lái)看，注水不見(jiàn)效、遞減大、裂縫性含水上升、非均質(zhì)性矛盾突出等問(wèn)題是制約致密油高效開(kāi)發(fā)的瓶頸，因此探索裂縫性含水上升、注水敏感的注水井實(shí)施轉(zhuǎn)采措施是一種重要的嘗試。

2)通過(guò)對(duì)歷年Z230區(qū)塊致密油注水井轉(zhuǎn)采措施效果的分析，認(rèn)為致密油措施效果的重要因素包括儲(chǔ)層物性、壓裂改造規(guī)模、累計(jì)注水量及注采比以及見(jiàn)水見(jiàn)效特征等。在儲(chǔ)層物性方面確定了各個(gè)參數(shù)的下限及參考范圍，下步優(yōu)選油層厚度h≥19 m、孔隙度φ≥10.7%、含油飽和度So≥48%，電阻在40～80 Ω·m 之間，聲波時(shí)差△t≥223 μs/m，滲透率K≥0.2 mD 的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。

3)壓裂規(guī)模宜采用“低砂比、大排量”的改造方式,以10%～15%的低砂比以及大于 5.5 m3/min 的大排量能夠有效改造儲(chǔ)層條件，改造規(guī)模至少保證單位油層厚度下加砂量≥2.5 m3/m；單位厚度的入地液量至少在 21 m3/m 以上。

4)保證注水井轉(zhuǎn)采后長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)的重要條件是前期的累計(jì)注水量和累計(jì)注采比，但是，較大的累計(jì)注水量和注采比，會(huì)增大注水井轉(zhuǎn)采后初期的含水，排液期和見(jiàn)油周期相應(yīng)延長(zhǎng)，不利于快速見(jiàn)效。結(jié)合前期的措施效果，注水井累計(jì)注水量控制在20000 m3左右，注采比控制在3.0左右為宜。

5)通過(guò)分析井組內(nèi)油井見(jiàn)水見(jiàn)效特征可知，針對(duì)注水敏感的注水井轉(zhuǎn)采措施效果較好，同時(shí)應(yīng)避免對(duì)應(yīng)油井含水上升。