壓驅注水技術在復雜斷塊油藏中的應用

◇中國石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院 陳立

近年來隨著注水開發(fā)的不斷深入，油田面臨著注水壓力高，注水量低于配注量；壓裂縫易水竄，注入水無效循環(huán)，存水率明顯下降；受儲層物性差、砂體連通性差等影響，增注有效期短等問題。亟需實施強化注水，補充地層能量，提高水驅采收率。通過國內油田針對低滲透、特低滲透油藏開展的一系列技術攻關及實踐，評價壓驅注水技術對復雜斷塊油藏的適應性，配合注入參數(shù)的優(yōu)化研究，使得油田面臨的注水問題得到一定程度上的解決，同時由于壓驅注水技術的優(yōu)勢，能夠擴大水驅波及體積，提高驅油效率，從而提高水驅采收率。目前壓驅注水技術已在現(xiàn)場實施并取得初步成果。

當前老油田注水開發(fā)面臨的主要問題有：儲層物性差，注水壓力高，注水量低于配注量；壓裂縫易水竄，注入水低效無效循環(huán)，存水率明顯下降；受儲層物性差、砂體連通性差等影響，增注有效期短，酸化、酸壓及復合降壓增注措施平均有效期只有112天，增壓增注措施有效期在45～366天之間，整體來看增注措施效果較差。出現(xiàn)問題的注水單元壓力水平較低、提液困難，注水驅替倍數(shù)均低于1，這與開發(fā)效果較好的油藏具有較大的差距。通過注水調查，5800萬噸的儲量可實施強化注水提升地層能量。這部分儲量集中在復雜斷塊油藏中，因此有必要開展復雜斷塊油藏強化注水、提升油藏能量的技術研究，使得這部分潛力得到充分動用。

壓驅注水技術憑借它大幅增注、快速增能、擴波及提效率等優(yōu)勢成為了低滲透油藏開發(fā)中快速補充能量、提高儲層水驅動用、提高采油速度的有效手段。這里的壓驅注水技術與傳統(tǒng)意義上的壓驅技術有一定的區(qū)別，它指的是通過超高壓快速注入水或加表活劑的水，短時間內提高近井地帶地層能量，在滲吸作用下提高整個井組地層能量，提高生產壓差及油井產能；同時提高波及系數(shù)和驅油效率，進而提高油藏采收率的開發(fā)技術。大慶油田開展單井撬裝壓驅注入，快速補充地層能量，實施后注入壓力提高，單井注水量大幅提高，吸水層數(shù)明顯增加，吸水剖面得到改善，井組增油效果明顯；西部三塘湖盆地馬中致密油藏開展大液量注入、提高地層能量增產實踐，利用壓裂設備，大量注入水，白天注水，晚上停注，脈沖式循環(huán)注入，提高地層能量，改善開發(fā)效果；勝利油田在渤南開展壓驅注水試驗，日注水量從注不進上升到1400方，兩輪累計注水5.1萬方，對應油井見效明顯，增油顯著。因此，有必要對該技術在江蘇油田復雜斷塊油藏中的適應性進行研究。

1 壓驅注水技術的機理研究

壓驅注水技術具體表現(xiàn)形式：能夠實現(xiàn)注水井大量注入、快速增能；水井大量注入后燜井，注入水能夠有效擴散，同時大規(guī)模的滲吸置換；油井見效，且各注采方向暫未發(fā)生水淹，波及相對較好。目前壓驅注水技術的機理主要有裂縫增滲、高壓促吸、滲吸采油以及建立有效驅替。

裂縫增滲主要表現(xiàn)在超過破裂壓力條件下注水[1]，巖石應力增加，易形成大量的裂縫，通過基質巖心實驗，滲透率為18.5mD，當應力差達到28MPa時，產生裂縫，注入流量大幅度提高，從10m3/min提升到20m3/min。

圖1 基質巖心破裂過程曲線

由于大液量快速注水條件下，天然裂縫開啟，溫度效應誘發(fā)大量微裂縫。當?shù)貙哟嬖谔烊涣芽p時，隨著注入水不斷進入，壓力達到天然裂縫開啟壓力時，原本閉合的天然裂縫會重新張開，注入水可以冷卻地層巖石，溫度效應改變天然裂縫周圍的應力分布，從而誘發(fā)大量微細縫。同時，高壓水進入微裂縫后，可以進一步拓展微裂縫寬度，裂縫滲透率明顯增大。

高壓促吸主要表現(xiàn)在壓驅注水制造高壓力場，促進小孔隙低滲帶吸水，改變了常規(guī)壓差下的油水運動規(guī)律，減弱了非均質性的影響，提高了波及系數(shù)及驅油效率。注入水粘度很低，更容易滲濾進入巖石基質孔隙中，孔隙壓力不斷增加，連通的孔隙和喉道數(shù)增加，孔隙和喉道尺寸變大，地層孔隙度和滲透率會有較大提高。在不同驅替壓力梯度油水相滲實驗中，隨著驅替壓力梯度或滲流速度增大，共滲點左移，出現(xiàn)潤濕反轉現(xiàn)象，水相相對滲透率增大（圖2）。

圖2 不同驅替壓力梯度油水相滲曲線

滲吸采油其主要開發(fā)機理是在毛細管壓力作用下基質孔隙與裂縫、基質小孔隙與大孔隙之間的流體交換。由于常規(guī)壓裂僅在井筒附近產生有限的裂縫，注水開發(fā)時，滲吸作用弱，流體交換速度慢，滲吸采油量低，滲吸采油在油田開發(fā)中只起到從屬和輔助作用。在井筒附近較大范圍內形成復雜裂縫后，基質與裂縫之間的接觸面積大幅度增加，兩者之間的流體交換速度和數(shù)量發(fā)生了質變，滲吸作用急劇加強[2]。

建立有效驅替主要表現(xiàn)在大壓差大排量減小了注采距離，使得老油田在固定注采井距下能建立有效的注采驅替，提高水驅波及體積[3]。

2 復雜斷塊油藏壓驅注水適應性研究

2.1 壓驅注水適應的油藏類型

根據(jù)壓驅注水技術擁有的大幅快速增注、油井增產、擴大波及、提高驅油效率等優(yōu)勢，不同類型油藏均可以利用其特點解決開發(fā)難題。

低滲透油藏利用壓驅注水技術可以解決水井注不進、地層虧空大、油井液量低、注采波及差等難題；稠油油藏利用壓驅注水技術可以解決降粘劑注入難、降粘劑波及差、油井產能低等難題；斷塊油藏利用壓驅注水技術可以解決封閉斷塊能量低、能量補充周期長、剩余油富集緩慢等難題；二氧化碳驅油藏利用壓驅注水技術可以解決老區(qū)能量虧空大、注氣恢復成本高、達到混相壓力難等難題。

針對復雜斷塊油藏進行了壓驅可行性分析：①小斷塊油藏或斷塊油藏邊部需要注意斷層封閉性，防止注入水沿斷層流失；②斷塊油藏內部都能適應，優(yōu)先選擇高壓欠注或注不進，壓力水平低，水竄較少的井組；③油層數(shù)較多的斷塊需要根據(jù)吸水剖面選擇性壓驅部分油層，避免注入水沿高滲透層突進，中低滲透層動用較少；④非均質性較強的斷塊易水竄，波及體積較小，適應性較差，需結合井網選擇性調堵。

2.2 選井選層條件

綜合復雜斷塊油藏地質特征及現(xiàn)場應用，考慮以下三個方面的因素。

（1）地面條件：壓驅注水需要高壓注入，因此地面設備需要滿足；同時水源要充足，以便于前期大排量注入；工程配套相對簡單，節(jié)約成本，利于大規(guī)模推廣。

（2）井筒條件：高壓注入對井筒要求比較高，不能有套損，否則會對套管造成較大的損壞；固井質量合格且無管外竄，防止注入水竄入其他層，目的層得不到能量補充。

（3）油藏條件：首先考慮能量不足、采出程度低、油水井靜態(tài)對應關系好、高壓欠注或注不進的井組；其次考慮到斷塊的封閉性，在平面和縱向上需要距離斷層有一定的距離；最后考慮該斷塊平面非均質性，結合裂縫監(jiān)測及生產動態(tài)數(shù)據(jù)，初步判斷壓驅裂縫的延展方向是否與井網匹配，若油井在裂縫水竄方向上，需結合調堵盡可能擴大水驅波及體積。

2.3 注入參數(shù)優(yōu)化

（1）注入量的優(yōu)化：結合地層虧空體積，根據(jù)壓裂監(jiān)測資料，確定橢球體的水驅半徑，利用物質平衡法設計注入量，水驅前緣不應超過油井井距。先按照驅替半徑r=0.2R、0.4R設計兩個階段的注入量，根據(jù)注入井組的動態(tài)變化，在第二階段注入完畢后，若井組有見效特征且壓力未達上限值（20MPa），則分周期逐級追加注入，每級追加注入量為0.1R的注水量，若追加注入后對應油井動態(tài)變化不大，則停止注入，開始燜井。

（2）注入排量的優(yōu)化：根據(jù)壓驅注水裂縫增滲機理研究，結合注采對應、井距等，采取變排量設計：先大排量注入造主裂縫，然后控制排量造微裂縫，形成復雜縫網，以控制水線推進速度，提高水驅體積。在非均質性較強的油藏，控制排量高壓注入造微裂縫，逐步提高排量，擴大水驅波及。

（3）開井時機的優(yōu)化：通過巖心燜井滲吸實驗結果表明，燜井時間達到24天后剩余油飽和度基本穩(wěn)定。因此開井時機首先初步制定燜井時間30天[4]，觀察井口壓力是否穩(wěn)定，穩(wěn)定時說明注入水已擴散停止；再試抽，監(jiān)測排出液氯根是否穩(wěn)定，若穩(wěn)定，則說明注入水和地層流體已實現(xiàn)置換，恢復正常生產。為了最大限度的利用地層能量，兼顧放大生產壓差引效，優(yōu)化開井順序為先開未明顯見效井，后開明顯見效井，逐井啟機，觀察油井產量和液面變化。

3 現(xiàn)場實施效果分析

在對壓驅注水技術有了初步認識的基礎上，結合江蘇油田復雜斷塊油藏目前存在的井網井距固定、高壓欠注、能量補充慢等問題，開展了壓驅注水試驗，取得了一定的效果，也明確了進一步研究的方向。

現(xiàn)場實施壓驅注水試驗井組8個，累計注水22萬方。增油井組5個，累計注水13.6萬方，最高日增油12.6t/d，目前日增油5t，累計增油969t（表1）。

表1 壓驅試驗井組增油效果統(tǒng)計

通過現(xiàn)場試驗反映出以下幾個問題。

（1）大部分復雜斷塊油藏非均質性較強、滲透率較低，油井為了得到有效動用，前期都進行過壓裂改造。壓驅注水試驗時，大量的水沿著原先壓裂產生的主裂縫快速水竄，通過裂縫方向上的油井封堵可以起到了擴大波及的作用，其他方向上的油井注水見效甚至水竄。

G20-12井組注水壓力高，注水井G20-12井均經過酸壓等增注改造，仍然注不進，對應油井普遍能量較低。壓驅注水后，日注水量提高到800方，累計注水7000方。壓裂縫方向上的G20-13井封堵水竄油層，2天后見效，但其后的二線油井不見效。其他方向原先注水不見效的油井均見效，其中井距最近的CG7-26a井4天后見效，井組油井均呈現(xiàn)出壓力突升的現(xiàn)象。

（2）江蘇油田復雜斷塊油藏普遍具有“小而散”的特點，注水井距離斷層較近，注入水在高壓大排量下容易沿著斷層流失，達不到補充目的層能量的效果。

H54井組目的層砂體發(fā)育、連通性較好，注水不見效，累注水量不高，平面上距離附近斷層200m，縱向上距離斷層36m，在壓驅過程中，存在壓力突降現(xiàn)象，分析認為斷層不再封閉，注入水未能注入目的層。

（3）壓驅注水過程中裂縫開啟關閉的界限不清楚，需進一步研究。油井出現(xiàn)了水竄后放壓，水井繼續(xù)相同壓力相同排量注入，油井壓力卻不再上升，說明原先裂縫水竄通道關閉。

G20井組壓驅注水前已累注3.35萬方，累計注采比1.05，周圍油井均不見效，低產低液，壓驅注水后，油井液面響應不明顯，壓驅注入0.89萬方后，二線油井見效明顯，套管自噴，停注，待油井放噴泄壓后再次注入，油井壓力不再上升，說明裂縫關閉，水驅方向發(fā)生改變，水驅波及體積擴大。

（4）復雜斷塊油藏油層多而薄，吸水剖面不均勻，壓驅注入后能改善吸水剖面，同時由于壓裂裂縫方向與井網相匹配，側向油井見效明顯。

Z100井組壓驅注水前高壓欠注，整體動用較差，壓驅注水后，原先不吸水的油層開始吸水，對應油井z35-20不在壓裂裂縫方向上，套壓緩慢上升，油井開抽，產液量上升，含水大幅度下降，日增油8噸，累增油已超過500噸。

（5）注入排量的設計對壓驅注水的效果影響比較大。排量大了不易形成次生裂縫。

H59-1井組設計注入排量1.2m3/min，累計注入4.4萬方水，二線油井出現(xiàn)水竄，套壓上升至9MPa，水竄方向兩側的一線油井液面上升幅度較大，其他一線油井呈現(xiàn)液面小幅度上升的現(xiàn)象，說明大排量下注入水沿主裂縫水竄，次生裂縫形成較少，水驅波及體積較小。

4 結論與建議

通過理論研究以及對8個壓驅注水試驗井組的效果分析，得出以下幾點結論與建議。

（1）壓驅注水技術確實能夠實現(xiàn)快速增能、油井增產、擴大波及、提高驅油效率等作用，但復雜斷塊油藏各個斷塊的主導因素差異較大，單一模式的壓驅注水技術不能很好地適應，需要配套其他監(jiān)測及調堵技術。

（2）優(yōu)先選擇初期產油量高，采出程度低且累注水量低的區(qū)塊，能充分利用壓驅注水的特性提高油藏采收率；對于累注水量高但注水效果差的區(qū)塊，慎重使用該注水方式，會造成無效注水增多，經濟效益較差。

（3）壓裂裂縫方向上的油井選擇性封堵，可防止水線突進，均衡水驅，提高波及體積；結合井網，油井避開注入井壓裂裂縫方向，實現(xiàn)側向壓驅，同時油井提液引效，增油效果較好。

（4）壓驅注水井距離斷層要有一定的距離，且考慮斷層的封閉性。

（5）初期造縫階段注入排量要大，后續(xù)排量要小，以形成次生裂縫為主，擴大水驅波及體積。