碳酸鹽巖縫洞型油藏高壓注水技術(shù)研究

侯獻海

(中國石化西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011)

塔河油田是塔里木盆地中已發(fā)現(xiàn)的規(guī)模最大的碳酸鹽巖縫洞型油藏，其儲層主要分布于中下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖中，儲集空間類型以構(gòu)造縫和溶蝕孔、洞、縫等次生縫洞為主，非均質(zhì)性極強[1]。由于受到多期構(gòu)造運動及巖溶作用的影響，縫、洞展布特征，連通關(guān)系復(fù)雜，儲集體多表現(xiàn)為相對孤立的縫洞系統(tǒng)[2]。同時，縫洞系統(tǒng)內(nèi)部非均質(zhì)性較強，存在內(nèi)部分隔性[3]，導(dǎo)致塔河油田初次鉆遇溶洞率較低，需要通過酸壓方式溝通縫洞系統(tǒng)，但是由于酸壓溝通距離較短(<50 m)，單井控制儲集體規(guī)模有限[4-5]，生產(chǎn)過程中多表現(xiàn)為油井壓力快速下降，供液不足的問題。塔河油田一般采用注水替油方式動用溶洞底部剩余油，待注水替油失效后轉(zhuǎn)注氣替油動用溶洞頂部“閣樓油”，提高單井采收率[6-7]。但是由于縫洞系統(tǒng)相對孤立，并且存在分隔性，導(dǎo)致采出過程中滲流阻力較大，所以酸壓、注水、注氣都無法充分動用井周縫洞系統(tǒng)內(nèi)部滲流阻力屏蔽剩余油，導(dǎo)致塔河油田單井采出程度極低。為了擴大單井井控縫洞系統(tǒng)范圍，塔河油田借鑒低滲砂巖油藏注水井高壓注水技術(shù)，創(chuàng)新性地提出了碳酸鹽巖縫洞型油藏高壓注水替油技術(shù)，通過高壓力、大排量的高壓注水，提高井周縫洞連通程度，突破滲流阻力，擴大注水波及范圍，現(xiàn)場取得較好應(yīng)用效果。

1 縫洞型油藏儲層分布特征分析

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖儲層經(jīng)歷了多期構(gòu)造和巖溶作用，除了廣泛發(fā)育有裂縫，還有大量的溶洞儲集體系統(tǒng)，不具備孔滲性的基質(zhì)將溶洞系統(tǒng)在空間上分割成離散分布的儲集空間，而這些溶洞儲集體又通過裂縫相連通。地震解釋技術(shù)是塔河油田確定儲集體分布的重要技術(shù)。根據(jù)高精度地震數(shù)據(jù)(15 m×15 m)，可反演刻畫得到溶洞儲集體、裂縫儲集體分布(見圖1)。從地震反演刻畫圖1可以看出，單井鉆遇/酸壓溝通溶洞體，井周溶洞體規(guī)模發(fā)育，各溶洞體之間通過裂縫連通，共同組成井控縫洞系統(tǒng)。油藏工程“四線”技術(shù)(注水指示曲線、能量指示曲線、液面恢復(fù)曲線、試井曲線)是塔河油田分析單井縫洞系統(tǒng)流動的主要方法[8-10]，“四線”均表現(xiàn)出多套溶洞體參與流動的特征(見圖2)。①注水指示曲線出現(xiàn)拐點，當(dāng)注水累計量、壓力達到一定程度后，注入水進入第二套溶洞體，表現(xiàn)出斜率變化。②試井曲線出現(xiàn)兩個“凹子”，代表壓力傳導(dǎo)過程中遇到兩個溶洞體。③能量指示曲線出現(xiàn)拐點，隨著采出量的積累，地層壓力下降斜率出現(xiàn)變化，代表其它溶洞體參與供液。④液面恢復(fù)曲線出現(xiàn)拐點，油井供液不足后，關(guān)井液面可以緩慢恢復(fù)，且存在拐點，代表遠井溶洞體給近井溶洞體補充能量。

2 高壓注水壓力計算

高壓注水對地層的影響主要有兩種類型：①地層存在天然裂縫，當(dāng)注水壓力達到裂縫開啟壓力時，裂縫張開，并向前延伸；②地層不存在裂縫，當(dāng)注水過壓力大于破裂壓力時，地層中產(chǎn)生新的裂縫。對于碳酸鹽巖縫洞型油藏，通過控制注水壓力來控制裂縫的傳導(dǎo)能力，對有效動用多套儲集體儲量具有重要意義，所以計算碳酸鹽地層裂縫破裂壓力、閉合壓力和延伸壓力至關(guān)重要。

2.1 裂縫受力計算

儲層破裂壓力是指地層產(chǎn)生新破裂時的壓力值，而裂縫閉合壓力是指天然裂縫重新開啟的壓力值，裂縫的延伸壓力是指一旦產(chǎn)生水力裂縫，該縫在長、寬、高三方位擴展所需的初始流體壓力，現(xiàn)場一般采用壓力梯度法進行計算。

1)破裂壓力計算

Pf=0.018H

(1)

式中：Pf為破裂壓力，MPa；H為深度，m。取H為6 000 m，計算得Pf=108.0 MPa。

2)裂縫閉合壓力計算

Pb=0.014H

(2)

式中：Pb為閉合壓力，MPa。取H為6 000 m，計算得Pb=84 MPa。

3)裂縫延伸壓力計算

Py=0.016H

(3)

式中：Py為延伸壓力，MPa。取H為6 000 m，計算得Py=96 MPa。

2.2 注水過程摩阻實測

在高壓注水過程中，注入水與油管會產(chǎn)生摩擦力，引起壓降損失，被稱為沿程摩阻損失。塔河油田平均深度5 000～7 000 m，導(dǎo)致在實際生產(chǎn)中，油管下深較深，在注水過程中，油管的摩阻較大，在計算注水壓力計算中，摩阻不容忽視。本研究選取W1井進行現(xiàn)場注水過程摩阻實測。W1井完鉆人工井底深度6 175 m，表層套管直徑508 mm，下深50 m，技術(shù)套管直徑193.7 mm，下深6 039 m，油管直徑為88.9 mm，下深5 500 m，井深結(jié)構(gòu)如圖3所示。注水方式采用油管注入，介質(zhì)現(xiàn)場主要使用鹽水(密度1.14 g/cm3)，分別測試6種注水排量下的油壓、套壓，計算出注水摩阻，實測結(jié)果見表1。

表1 塔河W1井高壓注水摩阻測試數(shù)據(jù)表

2.3 注水壓力計算

注水壓力、液注壓力、摩阻決定地層承受的壓力大小。以儲層深度6 000 m，注水管柱油管直徑為88.9 mm，下深5 500 m，注水介質(zhì)鹽水(密度1.14 g/cm3)，分別計算注水強度576、1 440 m3/d兩種強度下裂縫延伸和壓裂地層所需要的注水壓力，按公式(4) 計算，計算結(jié)果如表2所示。因受注水設(shè)備和井口壓力限制，高壓注水壓力小于45 MPa，所以目前高壓注水對地層的作用主要是延伸天然裂縫，壓力還未達到壓裂地層能力。

表2 高壓注水壓力計算結(jié)果

P地層=P注水+P液柱-P摩阻

(4)

3 高壓注水機理分析

縫洞型油藏中溶洞是主要的儲集空間，但因基質(zhì)不具備孔滲性，所以溶洞儲集體在空間相對孤立，而裂縫起連通作用溝通分散的溶洞系統(tǒng)[11]。不同溶洞系統(tǒng)的連通性取決于其間發(fā)育裂縫的連通性。連通性較好的溶洞系統(tǒng)，生產(chǎn)指示曲線上表現(xiàn)為斜率逐漸減小，外部儲集體不斷供給的特征。連通性較差的溶洞系統(tǒng)，油井生產(chǎn)，儲集體壓力快速下降，很快表現(xiàn)出供液不足特征[12]。針對供液不足井，塔河油田常采用常規(guī)注水替油(壓力小于25 MPa)進行開發(fā)，動用溶洞體底部剩余油，注水替油失效后，采用注氮氣替油，動用溶洞體頂部“閣樓油”。但是由于裂縫導(dǎo)流能力較差，同時隨著地層能量下降，引起裂縫閉合，導(dǎo)致儲集體間滲流通道壓差較大，所以常規(guī)注水、注氣動用的是近井縫洞系統(tǒng)里的油氣。所以，高壓注水的機理主要是通過提高注水壓力，達到裂縫延伸壓力，突破縫洞系統(tǒng)之間的滲流屏障，改善通道滲流能力，使得注入水進入遠井縫洞系統(tǒng)，補充遠井縫洞系統(tǒng)能量，通過重力分異、滲流毛管力、壓差橫向驅(qū)動力[13-14]，動用被屏蔽的井周剩余油，機理如圖4所示。

4 礦場實施效果

4.1 生產(chǎn)情況

塔河W1井完鉆層位奧陶系一間房組，未酸壓改造直接投產(chǎn)。初期自噴生產(chǎn)，能量不足后，配合常規(guī)注水替油(壓力小于25 MPa)(見圖5)，常規(guī)注水壓力線性增加(見圖6)，無拐點出現(xiàn)，認為近井縫洞系統(tǒng)表現(xiàn)為定容體特征，即近井縫洞系統(tǒng)與遠井縫洞系統(tǒng)之間連通性差。常規(guī)注水替油后期逐漸變差，高含水，分析近井縫洞系統(tǒng)油水界面已抬升。為強化近井縫洞系統(tǒng)與遠井縫洞系統(tǒng)連通性，實施大規(guī)模酸壓作業(yè)(規(guī)模1 250 m3)，酸壓后常規(guī)注水替油2輪次，生產(chǎn)效果較差，同時酸壓前后注水曲線無明顯變化，定容特征未有改善。分析認為酸壓未溝通新的縫洞體。為動用近井縫洞系統(tǒng)頂部“閣樓油”，實施注氣替油，初期效果較好，后期含水突升，生產(chǎn)低效。

4.2 潛力分析

該井注水波及儲量8.5萬t，累計產(chǎn)油1.9萬t，采收率22.3%，剩余儲量豐富。結(jié)合地震屬性(見圖7)，地震剖面上井周發(fā)育強振幅異常體，分析井周存在多套孤立縫洞體。但是前期已經(jīng)進行大規(guī)模酸壓，受限于酸壓溝通距離較小，而井周未動用儲層距離井底遠(大于200 m)，并未取得明顯效果。分析表明，隨著地層壓力下降，裂縫壁面有效應(yīng)力增加，裂縫處于閉合狀態(tài)，或者裂縫處于未激活狀態(tài)，導(dǎo)致縫洞體之間的連通性差，因此，開展高壓注水現(xiàn)場試驗。

4.2 高壓注水實施過程

高壓注水排量60 m3/min，注水初期快速起壓，注水1 095 m3壓力達到43.1 MPa(見圖8)，根據(jù)前期計算該壓力已經(jīng)達到裂縫延伸壓力。隨著注水量的繼續(xù)增加，注水壓力走平，注入水可以持續(xù)注入，表明近井縫洞體附近發(fā)育有天然裂縫，但未能溝通遠井儲集體，當(dāng)壓力達到裂縫延伸壓力時，天然裂縫溝通遠井縫洞體，注入水外溢，波及遠井縫洞體。

4.3 效果評價

對比酸壓前常規(guī)注水、酸壓后常規(guī)注水與本次高壓注水后該井生產(chǎn)情況。酸壓前后2次常規(guī)注水在周期產(chǎn)油、單元壓降采液等指標(biāo)上差別較小，說明酸壓并未改善縫洞系統(tǒng)連通情況。但是，高壓注水與常規(guī)注水替油進行對比，周期產(chǎn)油由783 t增至7 239 t，周期含水率由62 %降至426%，單位壓降產(chǎn)液量由35.2 m3/MPa增至56.5 m3/MPa(見表3)，生產(chǎn)效果大幅改善。

表3 塔河W1井高壓注水前后變化

5 結(jié)論及認識

1)塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏以分散的溶洞體作為主要儲集空間，溶洞儲集體通過裂縫相連通，流動特性表現(xiàn)為多儲集體流動特征，溶洞儲集體之間的連通特性取決于裂縫的連通性。

2)在塔河W1井現(xiàn)場實測出高壓注水摩阻，通過地層裂縫閉合壓力、延伸壓力和破裂壓力，認為高壓注水機理主要是注水壓力達到地層延伸壓力，激活天然裂縫，注水波及遠井縫洞系統(tǒng)，動用被屏蔽的井周、井間剩余油。

3)塔河W1井前期常規(guī)注水替油、注水替油變差，定容特征明顯，酸壓無改善。實施高壓注水，走平壓力超過裂縫延伸壓力，溝通遠井縫洞系統(tǒng)，取得較好增油效果，證明高壓注水替油在縫洞型油藏的應(yīng)用可行性。