馬 暉（中國地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院，北京100083 中國石化勝利油田分公司純梁采油廠，山東博興256504）

灘壩砂特低滲透油藏小井距注水提高采收率技術(shù)研究

馬 暉（中國地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院，北京100083 中國石化勝利油田分公司純梁采油廠，山東博興256504）

采用大型壓裂彈性開發(fā)的模式開發(fā)灘壩砂特低滲透油藏，突破了產(chǎn)能關(guān)，但由于灘壩砂特低滲透油藏物性差，產(chǎn)量遞減快，彈性采收率低。因此，為了提高灘壩砂特低滲透油藏的采收率，改善開發(fā)效果，在對灘壩砂油藏注水開發(fā)可行性研究的基礎(chǔ)上，合理優(yōu)化井網(wǎng)井距，提出在大型壓裂彈性開發(fā)井網(wǎng)的基礎(chǔ)上進行加密轉(zhuǎn)注水開發(fā)，取得了顯著的效果，研究區(qū)采收率由彈性開發(fā)的8.9%提高到20%，對同類油藏的開發(fā)具有指導(dǎo)意義。

小井距；注水開發(fā)；提高采收率；灘壩砂特低滲透油藏

純梁地區(qū)沙四段特低滲薄互層灘壩砂油藏資源量豐富，現(xiàn)已探明儲量規(guī)模近億噸。但該類油藏因儲量品質(zhì)差、投資高、開發(fā)難度大，從2004年開始，依靠大型壓裂彈性開發(fā)技術(shù)突破了產(chǎn)能關(guān)，但是存在遞減快、最終采收率低的問題，儲層特低滲、豐度低、開發(fā)方式不落實、效益相對較差等問題嚴(yán)重制約灘壩砂油藏的整體動用。2008年以來，在提高灘壩砂油藏儲量動用率和采收率方面進行了有益的探索，并取得了明顯的進展和顯著的效果，為今后灘壩砂油藏儲量持續(xù)有效動用提供了新的思路。

1 灘壩砂特低滲透油藏開發(fā)難點

1）儲層物性差，基本無自然產(chǎn)能 目前投入開發(fā)的區(qū)塊除埋藏較淺的樊147塊有自然產(chǎn)能外，其他區(qū)塊只有個別井有自然產(chǎn)能。從有自然產(chǎn)能井的統(tǒng)計來看，均為砂壩微相，最大單層厚度一般大于2m，電測解釋滲透率一般大于5×10－3μm2，孔隙度一般大于12%。

2）彈性開發(fā)遞減大、采收率低 從2004年開始，采用大井距大型壓裂彈性開發(fā)方式，突破了初期產(chǎn)能關(guān)，統(tǒng)計大型壓裂投產(chǎn)的85口井，平均第1個月單井產(chǎn)量12.7t。但第1年遞減率平均35%，第2年遞減率高達25%，第3年以后遞減率減緩；根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，彈性開發(fā)采收率低到僅有8.9%。

2 灘壩砂特低滲透油藏注水開發(fā)可行性研究

2.1 注水開發(fā)技術(shù)界限研究

根據(jù)啟動壓力和理論注入壓力研究注水可行性，由巖心試驗測試結(jié)果得到下式［1］：

開始注水時，假設(shè)在注水井周圍形成穩(wěn)定的流動區(qū)域，注水井注入量為Q，注水井和生產(chǎn)井井距為2R，考慮啟動壓力梯度的影響時，井口注入壓力＝井底注入壓力－井筒內(nèi)水柱產(chǎn)生的壓力［2］，即：

式中，P注為注水井井口注入壓力，MPa；Q為注水井注入量，m3；rw為井筒半徑，m；R為作業(yè)半徑，m；k為滲透率，10－3μm2；h為油層厚度，m；Pgrad為啟動壓力梯度，MPa/m；P0為地層壓力，MPa；ρw為注入水密度，kg/m3。

高89塊在不同的驅(qū)動半徑下，不同注入量和不同滲透率下的井口注入壓力見圖1［1］。

圖1 高89塊不同產(chǎn)量和驅(qū)動半徑下的井口注入壓力

由圖1可以看出，注入壓力為40MPa時空氣滲透率為2×10－3μm2的地層作用半徑大約是10m左右，3×10－3μm2的地層作用半徑大約是90m左右，即其井距分別不能超過20m和180m。因此滲透率小于2×10－3μm2的地層注水條件苛刻，不宜注水。而當(dāng)滲透率大于3×10－3μm2的地層，在一定注入壓力下，可以實現(xiàn)注水開發(fā)。

2.2 極限供油半徑的研究

1）啟動壓力試驗資料 高89塊油層埋藏深度為2928.1～2944.5m，平均滲透率4.7×10－3μm2，孔隙度12.5%，油層厚度7.3m，注入水地下粘度0.25mPa·s，原油地下粘度1.59mPa·s，地層壓力39MPa，飽和壓力11.6MPa，體積系數(shù)1.29。

用煤油稀釋高89塊原油，在50℃下粘度為地層條件下原油的粘度（1.59mPa·s）。

在50℃溫度條件下，測定了7塊巖心的啟動壓力。應(yīng)用試驗測試結(jié)果，得出高89塊巖心最小啟動壓力梯度與巖石空氣滲透率及原油粘度的關(guān)系：

2）極限半徑的確定 對于特低滲透油藏滲流存在啟動壓力，按穩(wěn)定流動計算時壓力梯度表達式為［3］：

當(dāng)流速很小時，上式右端為零，且積分得［3］：Pe－Pw－G（r－rw）＝0，則：

式（4）代入式（7）得：

式中，r極限為最大作用極限半徑，m。式（8）即為一定壓差（Pe－Pw）下的最大作用半徑，此時的作用半徑即為極限半徑。

通過滲流基礎(chǔ)以及極限供油半徑的研究，初步確定了灘壩砂特低滲透油藏的注水條件：①滲透率大于2×10－3μm2；②儲層親水、敏感性不強、水驅(qū)效率相對高（大于40%）；③儲層砂體發(fā)育穩(wěn)定、連通性好；④油水井平均單井控制可采儲量1.0×104t以上；⑤水質(zhì)要達到A1級標(biāo)準(zhǔn)，水性要與儲層及流體配伍。

根據(jù)以上條件，灘壩砂特低滲透油藏目前可以注水開發(fā)的儲量大約有1000×104t。

3 灘壩砂特低滲透油藏小井距注水試驗

參照灘壩砂特低滲透油藏注水開發(fā)條件，選擇正理莊油田樊144彈性開發(fā)單元進行注水開發(fā)試驗。樊144塊含油面積3.4km2，地質(zhì)儲量280×104t，孔隙度12.7%，滲透率3.7×10－3μm2，于2007年進行新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)，采用260m排距、520m井距的正方形井網(wǎng)、大型壓裂彈性開發(fā)的模式，彈性采收率只有8.9%；2009年在彈性開發(fā)井網(wǎng)的基礎(chǔ)上，在區(qū)塊中部物性、連通性相對較好的井網(wǎng)，采用排間加密轉(zhuǎn)注水開發(fā)，小井距注水井區(qū)涉及含油面積1.3km2，地質(zhì)儲量93×104t。

3.1 主要方法

3.2 試驗效果及認(rèn)識

1）水井不壓裂可以完成配注，射孔投注的樊144－15井、樊144－16井注水啟動壓力14.8～23MPa，吸水指數(shù)14～19.5m3/d·MPa。從投注時間較早的2口井來看，初期油壓不高，隨著注水時間的延長，注水壓力有所升高，見表1。

表1 水井注水情況統(tǒng)計表

2）油井見效明顯，樊144塊注水井區(qū)動液面較注水前和彈性開發(fā)井區(qū)液面上升近500m，單井增油2.5t。從見效方向分析裂縫是主導(dǎo)因素，其中樊144、144－7井因雙向受效和裂縫影響，合計日增油5t，如樊144－7井，該井裂縫方位127.7°，半縫長150m，注采井距220m，縫端距離水井110m，注水見效期僅1個月；樊144井雙向受效，該井日產(chǎn)油從注水前的5t上升到了8t，液面從1450m上升到了1050m，上升了400m。

3）大型壓裂彈性開發(fā)、地層壓力下降后再注水恢復(fù)地層壓力可以獲得較好的注水效果，證明地層壓敏不強，該做法有利于延長低滲透油藏?zé)o水采油期。

4）區(qū)塊采用小井距注水后，利用動態(tài)法計算采收率達到20%，提高采收率11.1%。

［1］李道軒.薄互層低滲透油藏開發(fā)技術(shù)［M］.東營：中國石油大學(xué)出版社，2007.

［2］黃炳光，劉蜀知.實用油藏工程與動態(tài)分析方法［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1997.

［3］李道品.低滲砂巖油田開發(fā)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1997.

TE348

A

1000－9752（2010）05－0305－03

2010－02－10

馬暉（1966－），男，1989年中國石油大學(xué)（華東）畢業(yè)，博士，高級工程師，長期從事油田開發(fā)研究和管理工作。

［編輯］ 蕭 雨