曹鵬,常少英,戴傳瑞

趙繼龍,閆曉芳,羅憲嬰 (中國石油杭州地質(zhì)研究院,浙江杭州310023)

縫洞型碳酸鹽巖油藏注水替油適應(yīng)性淺析
——以輪古西潛山油藏為例

曹鵬,常少英,戴傳瑞

趙繼龍,閆曉芳,羅憲嬰 (中國石油杭州地質(zhì)研究院,浙江杭州310023)

油藏非均質(zhì)性強(qiáng)、儲層條件復(fù)雜、空間連通性差是輪古西潛山油藏的典型特征,根據(jù)油藏的動靜態(tài)資料分析,將儲集類型劃分為洞穴連通型、孤立洞穴型、洞穴+裂縫型以及孔洞+裂縫型儲層4種類型。該研究通過對不同儲集類型的單井控制單元注水替油效果的適應(yīng)性進(jìn)行分析,指出孤立洞穴型儲層注水替油效果較佳,洞穴+裂縫型儲層次之,孔洞+裂縫型儲層不適宜采用注水替油方式開采。

縫洞型油藏;注水替油;儲層類型;開采方式

目前世界上已發(fā)現(xiàn)油氣儲量的40%來自碳酸鹽巖儲層,其中我國碳酸鹽巖儲層油氣儲量就接近30%[1]。因此通過碳酸鹽巖儲層類型及其特征研究增油措施,對于我國油氣開發(fā)戰(zhàn)略具有重要的現(xiàn)實(shí)意義。輪古西潛山油藏是沿奧陶系頂部不整合構(gòu)造分布的碳酸鹽巖、很大程度上受古巖溶型儲層控制的縫洞型隱蔽油藏,油氣分布不受現(xiàn)今局部構(gòu)造高點(diǎn)控制[2～5]。綜合地球物理、地質(zhì)以及開發(fā)動態(tài)相關(guān)理論[6],將該區(qū)主要的儲集空間分為4種類型[7～11]:洞穴連通型、孤立洞穴型、洞穴+裂縫型、孔洞+裂縫型。天然能量評價結(jié)果表明4種儲集類型開發(fā)初期對應(yīng)的能量級別基本為能量充足、較充足、具有一定地層能量和能量不足[12]。伴隨油田的不斷開發(fā),目前已動用流動單元的地層能量均具有不同程度的下降,因此有必要針對不同儲集類型采取適宜的方式補(bǔ)充地層能量進(jìn)行開采,提高原油采收率。目前該區(qū)洞穴連通型儲層一般是由多井連通控制的單元,而孤立洞穴型、洞穴+裂縫型、孔洞+裂縫型這3類儲層主要是受單井控制,那么哪種儲層類型更適于注水替油開發(fā)、其適用性如何還不得而知。該次研究將儲滲模型與礦場實(shí)踐相結(jié)合,從油藏工程的角度研究不同儲集類型油蕆注水替油的適應(yīng)性,為油藏后續(xù)有效、高效開發(fā)奠定基礎(chǔ)。

1 注水替油適應(yīng)性分析

1.1 注水替油開發(fā)技術(shù)

對于能量較不充足的開發(fā)單元,依靠天然能量開采,能量衰減快,產(chǎn)能下降快,如果不采取措施在機(jī)抽生產(chǎn)達(dá)到極限時油井將停產(chǎn),部分剩余油將無法采出,因此補(bǔ)充能量開發(fā)是十分必要的。但單井控制的開發(fā)單元儲量規(guī)模相對較小,建立注采井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)在經(jīng)濟(jì)上可行性差。而輪古西潛山油藏這類碳酸鹽巖儲集體導(dǎo)流能力強(qiáng)、界面張力弱、油水易于置換[13],因此針對該類油井實(shí)施單井注水替油是一種經(jīng)濟(jì)有效且適宜的開發(fā)方式[14,15]。

注水替油機(jī)理[13,16]是:首先是單井控制的縫洞流動單元依靠天然能量生產(chǎn),當(dāng)?shù)貙訅毫抵敛荒芫S持正常生產(chǎn)時,通過注入水補(bǔ)充地層能量,恢復(fù)地層壓力;另外,注入水進(jìn)入油井周圍比較小的裂縫、孔洞中,驅(qū)替其中的剩余油。其次,由于縫洞型油藏儲滲空間以裂縫和溶蝕孔洞或洞穴為主,油水滲流近似于管流,易在較短時間內(nèi)產(chǎn)生重力分異。注入水后通過關(guān)井在較短時間產(chǎn)生油水重力分異置換,在縫洞上部形成剩余油富集帶,同時產(chǎn)生次生底水。第三,當(dāng)井口壓力恢復(fù)到基本穩(wěn)定后開井生產(chǎn),采出地下原油,見圖1。油水置換速度與溶洞的充填程度、置換時間以及原油的黏度相關(guān)。

圖1 縫洞型油藏單井注水替油機(jī)理示意圖

1.2 注水替油適應(yīng)性分析

1)孤立洞穴型儲層 從油藏工程的角度分析,假定一個封閉定容性儲集體,與外界沒有自然能量交換,在開采過程中符合物質(zhì)平衡原理,則油藏的物質(zhì)平衡方程通式應(yīng)為:

式中:Rgc,o為原始?xì)忭斎莘e與油帶容積比值,1;N為原始地質(zhì)儲量,m3;Np為累積產(chǎn)油量,m3;Bo、Bg、Bw分別為壓力為p時的地層原油、氣體、地層水的體積因數(shù),1;Boi、Bgi分別為原始油藏壓力條件下的地層原油和氣體的體積因數(shù),1;Cw、Cp分別為地層水、巖石的壓縮系數(shù),MPa-1;Rp為累積生產(chǎn)氣油比,m3/m3;Rsi為原始溶解氣油比,m3/m3;Rs為目前溶解氣油比,m3/m3;Wp為累積總產(chǎn)水量,m3;We為水侵量,m3; Winj為累積注水量,m3;Swc為束縛水飽和度,1;Δp為目前地層壓力下降值,MPa。

輪古西潛山油藏相對孤立洞穴型儲層特征見圖2。油井依靠彈性能量開采,無氣頂和邊底水存在,油井開采過程中地層和井底壓力均遠(yuǎn)高于飽和壓力,不考慮束縛水飽和度的影響,同時忽略孔隙彈性能量的影響。則式(1)可簡化為式(2),也即油井的注水替油量簡化計算公式:

式中:Co為油的壓縮系數(shù),MPa-1。

圖2 孤立洞穴型儲層

已有多位學(xué)者針對該類型儲層進(jìn)行了室內(nèi)試驗(yàn)、礦場實(shí)踐以及數(shù)值模擬等相關(guān)研究工作[13,16,17]。對鉆遇相對孤立洞穴型的油井,分析其儲層中的油水分布關(guān)系,主要分為4種亞類 (圖2)。其中 (c)、 (d)兩種模式,油井開井即見水,該類型油井注水替油效果較差。對于(a)、(b)類油井來說,伴隨著開發(fā)的進(jìn)行,能量衰減快,產(chǎn)量下降快,整個開發(fā)階段基本不含水或含水低,該類型油井適宜采用注水-間開替油的方式進(jìn)行開采,且具有較好的效果。

2)洞穴+裂縫型儲層 該類型油藏,油井生產(chǎn)除上述條件外,還有一部分注入水會沿裂縫流失,致使有效注水量減小。物質(zhì)平衡方程式可簡化為:

式中:Wf為注入水中的無效流失量,m3。

該類儲層是在鉆井的過程中,油井鉆遇到了洞邊的裂縫,流體在儲層中的流動不再較好地符合管流特征,油水置換時間會明顯變長。根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn),天然地層能量一般表現(xiàn)為具有一定地層能量的類型,油井初期產(chǎn)能低,當(dāng)裂縫與溶洞溝通后,產(chǎn)量會有一定幅度的上升。根據(jù)油水分布關(guān)系,該類型儲層油井鉆遇儲層又分為3種亞類,見圖3。其中 (a)、(b)兩類油井在裂縫與溶洞具有較好溝通條件的情況下,注水替油具有一定的增油效果,但對該類油井建議首先實(shí)施側(cè)鉆,鉆入裂縫周邊溶洞進(jìn)行開發(fā),后期考慮進(jìn)行注水替油,則效果更佳。對于 (c)類油井,已鉆遇水洞邊的裂縫,油井基本無產(chǎn)能,該類油井建議改層生產(chǎn)或關(guān)井。

圖3 洞穴+裂縫型儲層

3)孔洞+裂縫型儲層 油井鉆遇孔洞-裂縫型儲層的分類模式見圖4。該類油井鉆遇儲層主要為裂縫,裂縫周邊與較小的孔洞具有一定的溝通,地層能量不足,油井產(chǎn)能低或無產(chǎn)能。油井物質(zhì)平衡方程同樣符合式 (3),但油水在儲層中的滲流特征不再具有管流特征,因此油水置換效率很低。

圖4 孔洞+裂縫型儲層

對于 (a)、(b)類油井儲層具有一定的油氣顯示,但儲量規(guī)模小,該類油井實(shí)施注水替油措施效果較差且經(jīng)濟(jì)可行性差;而 (c)類油井鉆遇區(qū)域基本為水層,油井無產(chǎn)能。因此整體上對于單井控制的孔洞+裂縫型儲層不建議實(shí)施注水替油開采。

綜上所述,建議首先對相對孤立洞穴型儲層,且生產(chǎn)動態(tài)表現(xiàn)出產(chǎn)量遞減快、油井不含水或呈波動型變化特征的油井實(shí)施注水替油開采;對于洞穴+裂縫型儲層率先考慮側(cè)鉆,之后在開采地層能量不能滿足開發(fā)需求時實(shí)施注水替油開發(fā)方式提高采收率;而對單井控制的 “孔洞+裂縫型”儲層實(shí)施注水替油開采的經(jīng)濟(jì)可行性差。

2 注水替油礦場試驗(yàn)

目前輪古西潛山油藏實(shí)施的單井注水替油井共計10口,且已經(jīng)覆蓋裂縫+洞穴型、孤立洞穴型以及孔洞+裂縫型3種儲層類型。

1)P1井 P1井鉆遇儲層屬于典型的孤立洞穴型,該井注水前日產(chǎn)油量11.1t,經(jīng)過第1輪(8d)注水3258m3后,開井初期日產(chǎn)油量達(dá)到了21.0t左右,不含水;第1輪生產(chǎn)末期日產(chǎn)油量降低到10t左右,經(jīng)過第2輪注水(注入3721m3)后,初期開井生產(chǎn)日產(chǎn)油量最高達(dá)到了32t,生產(chǎn)不含水;第3輪注水2329m3后,經(jīng)過關(guān)井,開井生產(chǎn)產(chǎn)液量高達(dá)54.0t,日產(chǎn)油初期可達(dá)11t左右,見圖5。綜上分析,針對相對孤立洞穴型儲層,地層能量下降快、含水率低的油井,采用注水替油的方式開采,能夠有效補(bǔ)充地層能量,提高原油采收率。

2)P6井 P6井屬于典型的洞穴+裂縫型儲層,鉆遇的裂縫與周邊洞穴具有較好的連通關(guān)系。P6井注水替油措施前,日產(chǎn)液24.0t,日產(chǎn)油3.2t,含水率86.3%,該種條件下實(shí)施注水替油(注水4885m3),經(jīng)過7d關(guān)井后,開井生產(chǎn)在工作制度不變的條件下,日產(chǎn)液量最高可達(dá)93.0t,日產(chǎn)油28.2t,開發(fā)效果得到了較大程度的提高;第2輪注水528m3后,在同一工作制度下,開井生產(chǎn)日產(chǎn)液量50t左右,日產(chǎn)油13.0t左右,由于注水量較小,使得開發(fā)效果有所變差,見圖6。P2井的注入水起到了較好的補(bǔ)充地層能量的作用,且具有較好的注水替油效果。對于該類裂縫與溶洞連通性較好的 “洞穴+裂縫型”儲層油井亦可實(shí)施注水替油的方式進(jìn)行開采。

3)P9井 P9井鉆遇儲層屬于孔洞+裂縫型,油井鉆遇裂縫,儲層能量不足,開發(fā)階段能量進(jìn)一步遞減且遞減較快,產(chǎn)能遞減快。P9井注水替油前日產(chǎn)液6t,含水率100%,經(jīng)過第1輪注水且關(guān)井24d后,開井生產(chǎn)僅3d,含水率又上升至100%。后期開井產(chǎn)油主要?dú)w功于長時間的關(guān)井,因此對于該類型油井注水替油效果差,見圖7。

輪古西潛山油藏10口單井注水替油井注水替油效果見表1。3種類型儲層中孤立洞穴型儲層較適宜實(shí)施注水替油措施,裂縫+洞穴型儲層次之,孔洞+裂縫型儲層不適宜采用注水替油的方式開采。

圖5 P1井注水前后效果對比圖

圖6 P6井注水前后效果對比圖

圖7 P9井注水前后效果對比圖

表1 輪古西油藏單井注水替油井注水替油效果匯總表

3 結(jié)論及建議

1)針對輪古潛山類碳酸鹽巖油藏,孤立洞穴型、洞穴+裂縫型以及孔洞+裂縫型儲集單元大都為單井控制,能量供應(yīng)較不充足,依靠天然彈性能量開采,能量衰減快,產(chǎn)量下降快,采取注水替油措施開采能夠有效動用剩余儲量。

2)研究結(jié)果表明3種儲集類型的注水替油效果孤立洞穴型儲層較佳,洞穴+裂縫型儲層次之,孔洞+裂縫型儲層不適宜采取注水替油方式開采。

3)伴隨開發(fā)的逐漸深入,油藏矛盾的不斷暴露,建議繼續(xù)對單井注水替油的適應(yīng)性進(jìn)行進(jìn)一步的研究與論證,最終指導(dǎo)油田的有效高效開發(fā)。

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[編輯] 黃鸝

TE357.6

A

1000-9752(2014)03-0121-05

2013-05-02

國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05004)。

曹鵬(1985-),男,2008年西南石油大學(xué)畢業(yè),碩士,工程師,現(xiàn)主要從事油氣藏工程及數(shù)值模擬工作。