碳酸鹽巖油藏中高含水期注水評價及優(yōu)化

謝 昆，李德鵬，陳朝輝，范樂賓，祁成祥，劉鳳霞

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452；2.中海油國際有限公司，北京 100020）

隨著我國石油勘探開發(fā)進(jìn)程的不斷深化，碳酸鹽巖油藏探明儲量產(chǎn)量不斷增加，其在我國石油工業(yè)中占有越來越重要的地位，在滲流機(jī)理儲層特征和采油機(jī)理復(fù)雜[1]。對于注水開發(fā)的碳酸鹽巖油藏，注入水易沿裂縫發(fā)生水竄，導(dǎo)致開發(fā)效果不佳，注水實施及注水評價存在極大難度[2]。目前，國內(nèi)外碳酸鹽巖油藏中高含水階段大規(guī)模注水開發(fā)實踐及經(jīng)驗較少，因此有必要開展有針對性的注水評價及注水優(yōu)化的研究，以某典型碳酸鹽巖油藏中高含水階段注水開發(fā)為研究目標(biāo)，多維度評價注水開發(fā)效果，期望得出注水開發(fā)動態(tài)響應(yīng)特征及注水效果的影響因素，提出注水優(yōu)化重點(diǎn)，并為類似復(fù)雜碳酸鹽巖油藏提供開發(fā)實踐的借鑒。

1 地質(zhì)油藏特征

目標(biāo)油藏位于印尼雅加達(dá)北部的爪哇海，受東西走向背斜構(gòu)造控制，發(fā)育一系列北東向正斷層。油藏類型為帶氣頂?shù)臉?gòu)造塊狀邊底水灰?guī)r油氣藏，儲層平均孔隙度23%，滲透率0.1～100 mD，為高孔中滲儲層。儲集空間類型復(fù)雜，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，滲透率級差大，主要發(fā)育孔洞、印?？住⒘ｉg孔、泥巖微孔隙、壓溶縫及微裂縫。鉆井過程中出現(xiàn)多次嚴(yán)重泥漿漏失，通過巖心描述和漏失分析，證明油藏裂縫發(fā)育。

2 注水效果分析

初期為天然能量開發(fā)，隨地層壓力下降，分別在油氣界面和油水界面附近同時進(jìn)行注水，以實現(xiàn)邊部與內(nèi)部同步地層能量的補(bǔ)充，同時，內(nèi)部注水形成水障防止氣頂侵入油層。

注水初期，采用了3～5 的注采比強(qiáng)化注水，油藏壓力迅速回升，但超注嚴(yán)重，油井大規(guī)模水竄，部分油井暴性水淹，綜合含水快速上升，產(chǎn)量呈遞減趨勢，僅一年時間，含水率由72%上升到83%，日產(chǎn)油降低10%。注水開發(fā)中后期，調(diào)整注采比，將日注水量降至初期的一半，含水基本穩(wěn)定，產(chǎn)量有所回升，處于高含水低水平穩(wěn)產(chǎn)階段，整個注水期開發(fā)效果不理想（見表1）。

表1 注水前后開發(fā)指標(biāo)對比表

3 注水開發(fā)指標(biāo)分析

3.1 水驅(qū)采收率

由油田含水率與采出程度關(guān)系（見圖1），注水期間油田采出程度由9.8%增至13.4%，增加幅度較小，但含水率上升快，由72%上升至95%，同時，采收率由25%下降到20%以下，開發(fā)效果變差。

圖1 含水率與采出程度關(guān)系曲線

3.2 存水率

存水率反映注入水的利用情況，注水期間油田累積存水率35.1%。存水率隨含水率變化趨勢（見圖2）。注水初期，為快速補(bǔ)充地層能量，采用高注采比強(qiáng)化注水，存水率也較高70%～90%；隨含水率上升，存水率下降，注入水通過裂縫及高滲通道排出，沒有形成有效驅(qū)替，且隨含水率不斷升高，存水率呈斷崖式加速下降，注水開發(fā)效果逐步變差；同一含水率，在一定范圍內(nèi)，注采比越大，存水率越高，因此，在含水率得到有效控制的前提下，適當(dāng)提高注采比是提高存水率及注水效果的一條途徑。

圖2 存水率隨含水率變化關(guān)系曲線

3.3 水驅(qū)指數(shù)

水驅(qū)指數(shù)用以評價注入水在地下所發(fā)揮的驅(qū)油作用，水驅(qū)指數(shù)隨含水率變化趨勢（見圖3）。同存水率隨含水率變化規(guī)律類似，油田初期強(qiáng)化注水，水驅(qū)指數(shù)較高10%～15%，隨含水率上升，水驅(qū)指數(shù)呈加速下降趨勢，注水開發(fā)效果逐步變差。

圖3 水驅(qū)指數(shù)隨含水率變化關(guān)系曲線

3.4 含水上升率

由含水上升率隨含水率變化關(guān)系看（見圖4），注水初期，含水上升率快速升至19.2%，油田迅速進(jìn)入中高含水期；隨含水率逐漸升至90%以上，高強(qiáng)度注水形成的竄流通道基本穩(wěn)定，含水上升率隨含水率的增加有所降低，但油田始終保持在高含水階段，水淹仍比較嚴(yán)重，注入水的無效水循環(huán)加劇。

圖4 含水上升率隨含水率變化關(guān)系圖

3.5 地層壓力

由儲層壓力變化可以看出，注水油藏壓力響應(yīng)迅速，年回升速度達(dá)620.5 kPa。大規(guī)模的高強(qiáng)度注水，溝通了原本獨(dú)立的裂縫系統(tǒng)，增大了裂縫開度，提高了裂縫導(dǎo)流能力；壓力恢復(fù)與油水井連通性及注采對應(yīng)關(guān)系顯著，部分油井由于沒有注水井的能量補(bǔ)充，地層壓力沒有得到有效恢復(fù)。

3.6 遞減率

遞減率分析主要考慮不同生產(chǎn)階段的特點(diǎn)，劃分為衰竭開發(fā)階段、注水前期的強(qiáng)化注水階段及注水后期的注采比調(diào)整階段，年平均遞減率分別為29.3%，8.4%，3.6%（見圖5）。

圖5 不同開發(fā)階段遞減率變化曲線

衰竭開發(fā)階段：油藏壓力持續(xù)下降，邊底水水侵加劇，裂縫產(chǎn)能早期已釋放完畢，基質(zhì)儲量未得到大規(guī)模動用，產(chǎn)量遞減最快。強(qiáng)化注水階段：地層能量迅速回升，產(chǎn)量遞減程度得以緩解；但高強(qiáng)度的注水溝通甚至擴(kuò)大了儲層裂縫及微裂縫系統(tǒng)，大規(guī)模油井注水突破；總體來看，相比衰竭開發(fā)，強(qiáng)化注水階段產(chǎn)量遞減明顯緩解。注采比調(diào)整階段：降低了注采比，含水趨于穩(wěn)定；同時，注水強(qiáng)度的變化加快了裂縫與基質(zhì)系統(tǒng)間的物質(zhì)和能量交換，達(dá)到了穩(wěn)產(chǎn)的效果。

3.7 無因次采液、采油指數(shù)

由無因次采液指數(shù)及無因次采油指數(shù)隨含水率變化看，注水階段，隨含水率上升，無因次采液指數(shù)升高，無因次采油指數(shù)下降；進(jìn)入高含水期，存在一個臨界含水率，當(dāng)含水率超出臨界值仍得不到控制，無因次采液指數(shù)及無因次采油指數(shù)隨含水率增加將會發(fā)生劇烈變化。對于本油藏，含水率臨界值為95%，目前綜合含水94%左右，處于相對低產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)水平，油田產(chǎn)能面臨嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。

4 注水優(yōu)化研究

綜上所述，對于裂縫相對發(fā)育的碳酸鹽巖油藏，注水的“雙刃劍”特點(diǎn)突出，注水可以快速補(bǔ)充地層能量，卻又極易導(dǎo)致水竄。注采井網(wǎng)的部署與裂縫系統(tǒng)的分布不匹配，未考慮裂縫方向性，導(dǎo)致部分井不受效，部分井卻過快見水；同時，盲目追求能量補(bǔ)充的高注采比，導(dǎo)致注水快速突破。因此，提出基于儲層裂縫及非均質(zhì)性研究的碳酸鹽巖油藏儲層描述技術(shù)是油田精細(xì)注水的基礎(chǔ)，科學(xué)合理的注采井網(wǎng)及注水制度是實現(xiàn)油田高效注水的保障。

4.1 井網(wǎng)優(yōu)化

大量碳酸鹽巖油藏的開發(fā)實踐[3-4]表明，只有合理的注采井網(wǎng)部署才能獲得較好的注水開發(fā)效果。針對該油田目前已部署井網(wǎng)及注水開發(fā)模式特點(diǎn)，井網(wǎng)優(yōu)化需重點(diǎn)考慮注采井網(wǎng)與裂縫系統(tǒng)的配置關(guān)系。在充分考慮裂縫分布及走向的基礎(chǔ)上，設(shè)計注采調(diào)整井網(wǎng)，制定排狀注水、井排方向平行于裂縫方向、排間井位交錯部署的井網(wǎng)調(diào)整策略。

在基于地震反演、應(yīng)力場及注采動態(tài)受效關(guān)系的裂縫分布預(yù)測的基礎(chǔ)上，建立了考慮裂縫與基質(zhì)系統(tǒng)的雙重介質(zhì)油藏模型，用以注水優(yōu)化的研究。

井網(wǎng)優(yōu)化效果表明：與優(yōu)化井網(wǎng)相比，雖然基礎(chǔ)井網(wǎng)初期日產(chǎn)油水平較高，但地層壓力下降快，導(dǎo)致后期油田日產(chǎn)油水平下降；優(yōu)化井網(wǎng)含水雖然較高，但基本可穩(wěn)定在95%以下。綜合看來，優(yōu)化井網(wǎng)的開發(fā)效果優(yōu)于基礎(chǔ)井網(wǎng)。

不同井網(wǎng)下，基質(zhì)與裂縫系統(tǒng)采出程度的結(jié)果（見表2）表明：（1）不論何種井網(wǎng)，由于裂縫的高滲特性，裂縫系統(tǒng)中的原油更易采出，其采出程度均達(dá)到較高水平，且遠(yuǎn)高于基質(zhì)系統(tǒng)；（2）基質(zhì)系統(tǒng)儲量占比大，且難以動用，采出程度低，基質(zhì)儲量的開發(fā)是決定油藏采收率的關(guān)鍵；（3）優(yōu)化井網(wǎng)由于更加考慮了裂縫系統(tǒng)在開發(fā)中的雙刃劍特性，可以提高基質(zhì)及裂縫系統(tǒng)儲量動用程度。

表2 不同井網(wǎng)下基質(zhì)及裂縫系統(tǒng)采出程度對比表

4.2 注采比優(yōu)化

不同注采比下開發(fā)效果（見圖6）表明：存在一個合理注采比，既能保障采出程度最大化，又可控制綜合含水在適當(dāng)水平；該條件下，油田最優(yōu)注采比為0.8，說明在碳酸鹽巖油藏開發(fā)中高含水階段，溫和注水效果更好，不宜采用較大注采比。

圖6 不同注采比下產(chǎn)能預(yù)測圖

5 結(jié)論

（1）碳酸鹽巖油藏注水開發(fā)動態(tài)響應(yīng)敏感且復(fù)雜：存水率隨含水率上升而下降，后期存水率呈斷崖式加速下降；水驅(qū)指數(shù)在注水初期較高，隨含水率上升，水驅(qū)指數(shù)呈加速下降趨勢；含水上升率在注水初期快速升高，進(jìn)入中高含水期后，含水上升率隨含水率的增加有所降低，仍保持在高含水水平；油藏壓力在高強(qiáng)度的注水階段響應(yīng)迅速，壓力恢復(fù)與油水井連通性及注采對應(yīng)關(guān)系顯著；遞減率受地層壓力及含水率等多因素影響，強(qiáng)化注水地層能量迅速回升，但會導(dǎo)致大規(guī)模油井注水突破，產(chǎn)量遞減加劇，降低注采比，注水強(qiáng)度的變化可加快裂縫基質(zhì)間的流體流動，達(dá)到穩(wěn)產(chǎn)效果；隨含水率上升，無因次采液指數(shù)升高，無因次采油指數(shù)下降，當(dāng)含水率超出臨界值，無因次采液指數(shù)及無因次采油指數(shù)隨含水率增加將會發(fā)生劇烈變化。

（2）對于碳酸鹽巖油藏，注水的“雙刃劍”特點(diǎn)突出，注水可以快速補(bǔ)充地層能量，卻又極易導(dǎo)致水竄，尤其裂縫發(fā)育區(qū)。提出基于儲層裂縫及非均質(zhì)性研究的碳酸鹽巖油藏儲層描述技術(shù)是油田精細(xì)注水的基礎(chǔ)，科學(xué)合理的注采井網(wǎng)及注水制度是油田高效注水的保障。

（3）井網(wǎng)部署需重點(diǎn)考慮注采井網(wǎng)與裂縫系統(tǒng)的配置關(guān)系，井排方向平行于裂縫方向，排間井位交錯部署，采用一排注水井、一排采油井相間隔的線性注水方式可取得較好的開發(fā)效果，合理的井網(wǎng)可以提高基質(zhì)及裂縫系統(tǒng)儲量動用程度，但不宜采用較高注采比。