新寨油區(qū)東部長(zhǎng)8 油藏周期注水研究

洪 曦 李文斌 王 劍

延長(zhǎng)油田股份有限公司吳起采油廠 陜西延安 717600

1 地質(zhì)概況

研究區(qū)位于新寨油區(qū)東部，層位長(zhǎng)81，2008 年投入勘探開(kāi)發(fā)。平均砂巖厚度12m，儲(chǔ)層平均孔隙度10.1%，平均滲透率0.41×10-3μm2，裂縫較發(fā)育，油藏平均埋深2260m，面積4.92km2，地質(zhì)儲(chǔ)量126.33×104t。

長(zhǎng)81 沉積期受秦嶺隆升造成的基底緩慢抬升影響，水體逐漸變淺，湖岸線(xiàn)從南、北兩個(gè)方向向半深湖推進(jìn)；大面積的水上平原取代長(zhǎng)82 時(shí)期的淺水三角洲前緣沉積，湖水消退形成湖灣。砂體厚度最小值為6m，最大值為20m，平均厚度為12m。從長(zhǎng)81 砂體平面展布圖來(lái)看，本區(qū)砂體展布方向大致為近北東- 南西向，砂體總體上呈條席狀展布；但局部區(qū)域存在差異，如在旗勝20- 28 井區(qū)、20- 64 井區(qū)砂體發(fā)育好，整體上砂體連通性好，厚度均在13m 以上。

研究區(qū)長(zhǎng)81 油藏屬于典型的低孔- 低滲巖性油藏，油層沿主砂體呈帶狀分布，油層展布受控于砂體形態(tài)和物性變化，油水分異不明顯，無(wú)統(tǒng)一的油水界面，儲(chǔ)層內(nèi)為油水混儲(chǔ)。長(zhǎng)81 在試驗(yàn)區(qū)東部、中部偏西砂體沉積厚，物性較好，電阻率、雙感應(yīng)明顯上升，屬于油氣富集區(qū)。

2 開(kāi)發(fā)狀況

2.1 開(kāi)發(fā)特征

目前采油井53 口，開(kāi)井?dāng)?shù)15 口，油井利用率28.3%，平均單井日產(chǎn)油0.56t，綜合含水26.4%；采出程度3.14%，自然遞減率為14%。注水井13 口，開(kāi)井11 口，平均單井日注水量10.7m3，累計(jì)注采比2.37。

2.2 開(kāi)發(fā)中存在問(wèn)題

2.2.1 油井投產(chǎn)后遞減幅度大

對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)8 層53 口油井投產(chǎn)初期產(chǎn)量進(jìn)行分析，初期平均產(chǎn)液3.97m3/ d，初產(chǎn)油2.1t/ d，含水37.8%。均采用水力壓裂工藝，單層加砂量為30m3。開(kāi)采20d 后產(chǎn)量開(kāi)始大幅降低，液量穩(wěn)定在1m3/ d，油量穩(wěn)定在0.65t/ d。

2.2.2 停產(chǎn)井、低產(chǎn)井比例較高

研究區(qū)目前開(kāi)井15 口，單井日產(chǎn)小于0.5t 井有9口，平均值為0.47t；介于0.5～1.0t 的有6 口，平均值為0.69t。研究區(qū)共有油井53 口，關(guān)停井48 口，其中高含水停抽10 口，不上液斷桿停抽38 口，這些低產(chǎn)井主力層已經(jīng)射孔并壓裂，注水見(jiàn)效不明顯?？傮w油井利用率低，油井投產(chǎn)后降產(chǎn)快，遞減大，注水見(jiàn)效期長(zhǎng)，油井見(jiàn)效差，甚至不見(jiàn)效。

3 周期注水機(jī)理

周期注水是在現(xiàn)有井網(wǎng)基礎(chǔ)上有規(guī)律地改變油水井工作制度的一種注水開(kāi)發(fā)方式，它以井組為單元，輪流改變其注入方式。在油層中建立不穩(wěn)定的壓力場(chǎng)，促使原來(lái)未被水波及的儲(chǔ)層部位投入開(kāi)發(fā)，從而提高非均質(zhì)儲(chǔ)層的波及系數(shù)和掃油效率來(lái)提高原油采收率。

周期注水分為注水升壓和停注降壓兩個(gè)階段。在注水升壓階段，注入水使裂縫系統(tǒng)的壓力高于基質(zhì)區(qū)，從而在裂縫與基質(zhì)區(qū)之間產(chǎn)生有效的驅(qū)替壓力梯度；在驅(qū)替壓差和毛細(xì)管力的雙重作用下，一部分油從裂縫系統(tǒng)進(jìn)入基質(zhì)較深部位的含油孔隙中。此階段會(huì)暫時(shí)阻礙基質(zhì)與裂縫間的滲吸排油作用。在停注降壓階段，裂縫系統(tǒng)的壓力低于基質(zhì)區(qū)，基質(zhì)中的原油和水流向裂縫系統(tǒng)，在驅(qū)替壓差和毛細(xì)管滲吸作用下，注入水滯留于基質(zhì)區(qū)中，從而替換出等量的原油。周期注水強(qiáng)化了基質(zhì)區(qū)的滲吸排油速度與深度，從而改善了油藏的增產(chǎn)效果。

4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

4.1 選井原則

（1）避開(kāi)新建產(chǎn)能井區(qū)；

（2）不選擇分層注水井；

（3）注采井網(wǎng)完善，注采對(duì)應(yīng)率較高。

根據(jù)以上原則選擇4 個(gè)注水井組（20- 73- 4、20- 82- 6、20- 86- 4、20- 86- 5）進(jìn)行周期注水，涉及對(duì)應(yīng)采油井20 口。通過(guò)周期注水，恢復(fù)地層壓力，形成有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)，使得此地層的油水重新分布，提高油井的產(chǎn)量。

研究區(qū)依據(jù)選井原則選取4 口注水井進(jìn)行周期注水，目前日配注32m3，涉及采油井20 口，開(kāi)井2 口，日產(chǎn)液3.24m3，日產(chǎn)油2.87 t，綜合含水4.3%。

4.2 周期注水參數(shù)論證

4.2.1 注水周期

理論注水周期按式（1）計(jì)算。

式中：T——注水周期；

L——前緣推進(jìn)距離；

Μ——注入水黏度；

Ct——地層綜合壓縮系數(shù)；

K——地層滲透率。

式（1）說(shuō)明地層的彈性越差，周期就越短；油層滲透率越高，周期也越短。將注水井與采油井間的距離130～500m、注入水黏度1.0mPa·s、地層綜合壓縮系數(shù)19.4×10-4MPa-1、滲透率0.41×10-3μm2代入式（1），得到周期注水周期為39.9～186d，平均93d。

根據(jù)俞啟泰總結(jié)周期注水開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)表明，周期注水降壓和升壓兩個(gè)半周期，應(yīng)當(dāng)采用不對(duì)稱(chēng)周期，降壓升壓半周期比例不應(yīng)該超過(guò)0.5。研究表明，降壓、升壓半周期比例在1～3 之間時(shí)，采收率僅增長(zhǎng)0.5%，而開(kāi)發(fā)時(shí)間增長(zhǎng)30a 以上。因此，新寨長(zhǎng)8 油藏注水周期設(shè)計(jì)為3 個(gè)月（約90d），其中升壓周期1 個(gè)月，降壓周期2 個(gè)月。

4.2.2 周期注水注水量

周期注水注水量計(jì)算見(jiàn)式（2）。

式中：Wi——注水量；

A——井組面積；

H——砂體厚度；

Φ——孔隙度；

Cw——地層水壓縮系數(shù)，4.2×10-4MPa-1；

P0——地層變化前的壓力；

Pi——地層變化后的壓力。

將井組面積4.69km2、砂體厚度12m、孔隙度11.3%、地層水壓縮系數(shù)4.2×10-4MPa-1（65℃時(shí)壓縮系數(shù)）、地層變化前的壓力16.8MPa、地層變化后的壓力18.5MPa 代入式（2）中。計(jì)算得到，使地層壓力上升至原來(lái)的110%時(shí)，需注入水量2752m3。

4.3 注水井實(shí)施方案

研究區(qū)試驗(yàn)注水井設(shè)計(jì)的升壓周期與降壓周期比為1∶2，并且保證注水井開(kāi)井率。根據(jù)周期注水參數(shù)計(jì)算，得出新寨東部長(zhǎng)8 油藏周期注水的注水周期、壓力波動(dòng)幅度和注水量等，根據(jù)計(jì)算結(jié)果制定了實(shí)施方案（表1）。

表1 新寨東部長(zhǎng)8 周期注水試驗(yàn)實(shí)施方案

4.4 周期注水效果評(píng)價(jià)

2019 年9 月開(kāi)始周期注水，周期注水方案為：在注水井開(kāi)始注水時(shí)，采油井動(dòng)態(tài)關(guān)停；當(dāng)采油井動(dòng)液面上升時(shí)，注水井停注，采油井開(kāi)始燜井；當(dāng)采油井動(dòng)液面趨于穩(wěn)定時(shí)，燜井結(jié)束，采油井開(kāi)始采油。

現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施時(shí)，當(dāng)累注水量達(dá)到2480m3時(shí)，采油井動(dòng)液面急劇上升，注水井立即停注，壓力波動(dòng)幅度為原地層壓力的107%。分析認(rèn)為，井組裂縫發(fā)育導(dǎo)致注入水沿裂縫竄至生產(chǎn)井。

目前恢復(fù)采油井5 口，對(duì)比油井同期產(chǎn)量，開(kāi)抽后4口油井見(jiàn)效。相同生產(chǎn)時(shí)效下，同期產(chǎn)量較周期注水前有所上升，平均單井增油0.48t/ d。見(jiàn)效油井液量含水均有上升，符合見(jiàn)效特征。其中20- 73- 5 與20- 76- 5 井分布北東南西向，見(jiàn)效特征明顯，且見(jiàn)效時(shí)間最長(zhǎng)。結(jié)果如表2所示。

表2 研究區(qū)恢復(fù)井同期產(chǎn)量對(duì)比表

5 結(jié)語(yǔ)

根據(jù)已經(jīng)注水的井網(wǎng)來(lái)看，東西向的油水井排的井網(wǎng)容易形成水竄通道。前期采油井注水見(jiàn)效，產(chǎn)量提高，注水后期形成高水淹通道。因此，在后期的開(kāi)發(fā)過(guò)程中，對(duì)于已經(jīng)形成的井網(wǎng)，油水井排要盡量控制油水井的壓裂規(guī)模，油井排要適當(dāng)加大壓裂規(guī)模，盡可能大地造注水的波及體積。

研究區(qū)長(zhǎng)8 油藏采油井油井利用率低，關(guān)停原因主要為低產(chǎn)低效，注水見(jiàn)效差。認(rèn)為新寨長(zhǎng)8 油藏500×130井網(wǎng)不利于注水開(kāi)發(fā)，建議布井過(guò)程中適當(dāng)拉大東西方向井距，縮小南北方井距。

通過(guò)新寨油區(qū)長(zhǎng)8 油藏開(kāi)展的周期注水試驗(yàn)，試確定了周期注水參數(shù)：注水周期93d 注水量2480m3，壓力波動(dòng)至原始地層壓力110%。周期注水試驗(yàn)井組中3 口油井增油效果顯著，周期注水有利于提高最終采收率。