張本艷，周立娟，何學(xué)文，王少朋，閆 梅

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鄂爾多斯盆地紅河油田長8油藏周期注水技術(shù)研究

張本艷1，周立娟2，何學(xué)文2，王少朋2，閆 梅2

（1．中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，四川成都 610041；2．中國石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院）

周期注水的實(shí)質(zhì)是在地層中造成不穩(wěn)定的壓力場，使液體在地層中重新分布，從而提高采收率。從周期注水機(jī)理入手，采用滲流力學(xué)與數(shù)值模擬相結(jié)合的方法探討地層的非均質(zhì)性、潤濕性、注水時(shí)機(jī)對周期注水的影響。紅河油田長8油藏物性差，裂縫發(fā)育，彈性開發(fā)采收率不到2%，先導(dǎo)試驗(yàn)初期采用連續(xù)注水，水竄十分嚴(yán)重。通過對紅河油田長8油藏試驗(yàn)井組周期注水試驗(yàn)方案的設(shè)計(jì)，最終確定了注水周期為65天，注水量2 752 m3, 壓力波動(dòng)至原來地層壓力的110%?，F(xiàn)場實(shí)施取得較好的效果，試驗(yàn)1年后單井最高累計(jì)增油930 t。

鄂爾多斯盆地；紅河油田；長8油藏；周期注水；注水效果

鄂爾多斯盆地特低滲油藏巖性致密、滲流阻力大、天然能量不足。靖安、安塞、西峰等特低滲油藏采用超前注水技術(shù)進(jìn)行開發(fā)，取得了很好的開發(fā)效果[1–4]。位于盆地南緣的紅河油田長8油藏天然裂縫發(fā)育，采用彈性能量開發(fā)，遞減快、采收率低。裂縫性油藏開發(fā)過程中由于基質(zhì)、裂縫滲透性的明顯差異，注入水易沿裂縫發(fā)育層位或區(qū)域竄流，降低注入水波及系數(shù)，造成油井的暴性水淹，而基質(zhì)系統(tǒng)中卻仍有大量原油未得到有效動(dòng)用?，F(xiàn)場注水先導(dǎo)試驗(yàn)井組連續(xù)注水補(bǔ)充能量水竄嚴(yán)重，故嘗試采用周期注水改善開發(fā)效果。

1 區(qū)域概況

1.1 油藏地質(zhì)特征

紅河油田位于鄂爾多斯盆地西南部，構(gòu)造上位于天環(huán)向斜南端，總體上東南高、西北低，局部發(fā)育小型鼻狀隆起；受盆地邊緣多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，區(qū)內(nèi)發(fā)育多組北東向、北西向斷層，與局部天然裂縫較發(fā)育有一定關(guān)系。三疊系延長組長8儲層是該區(qū)塊的主要含油層系，有利沉積微相為三角洲前緣水下分流河道、河口壩。長8儲層巖性以細(xì)粒巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖為主，基質(zhì)儲層平均孔隙度10.5％，平均滲透率0.41×10-3μm2。部分井鉆遇天然裂縫，巖心呈中等、輕微破碎，裂縫以北東方向延伸為主。長8儲層物性對含油性控制較明顯，為典型的超低滲裂縫性致密巖性油藏[5–6]。

1.2 油藏開發(fā)特征

直井初產(chǎn)油1.5～2.0 t/d，利用水平井分段壓裂技術(shù)，大幅提高了單井初產(chǎn)（8.0～10.0 t/d）。由于長8地層壓力系數(shù)低，初期年遞減大于50%，依靠水平井彈性能量開發(fā)采收率低（1%～2%），經(jīng)濟(jì)效益差。為進(jìn)一步落實(shí)有效開發(fā)方式及合理技術(shù)政策，通過室內(nèi)論證注水參數(shù)，優(yōu)選紅河油田紅河37井區(qū)一個(gè)井組開展周期注水先導(dǎo)試驗(yàn)。

2 周期注水機(jī)理

周期注水是在現(xiàn)有井網(wǎng)基礎(chǔ)上有規(guī)律地改變油水井工作制度的一種注水開發(fā)方式，它以井組為單元，輪流改變其注入方式，在油層中建立不穩(wěn)定的壓力場，促使原來未被水波及到的儲層部位投入開發(fā)，從而提高非均質(zhì)儲層的波及系數(shù)和掃油效率來提高原油采收率[7]。周期注水分為兩個(gè)階段，在注水升壓階段：注入水使裂縫系統(tǒng)的壓力高于基質(zhì)區(qū)的壓力，從而在裂縫與基質(zhì)區(qū)之間產(chǎn)生有效的驅(qū)替壓力梯度，在驅(qū)替壓差和毛細(xì)管力的雙重作用下，一部分油從裂縫系統(tǒng)進(jìn)入基質(zhì)較深部位的含油孔隙中；此階段會暫時(shí)阻礙基質(zhì)與裂縫間的滲吸排油作用。在停注降壓階段：裂縫系統(tǒng)的壓力低于基質(zhì)區(qū)的壓力，基質(zhì)中的原油和水流向裂縫系統(tǒng)，在驅(qū)替壓差和毛細(xì)管滲吸作用下，注入水滯留于基質(zhì)區(qū)中，從而替換出等量的原油。周期注水強(qiáng)化了基質(zhì)區(qū)的滲吸排油速度與深度，從而改善了油藏的增產(chǎn)效果。

3 周期注水影響因素

3.1 油層非均質(zhì)性的影響

通過數(shù)值模擬對三組非均質(zhì)組合模型：（10/200、20/200、50/200）進(jìn)行了采出程度計(jì)算，由表1可見，非均質(zhì)性越強(qiáng)的油層周期注水提高采出程度幅度越大。

表1 不同滲透率組合下周期注水與連續(xù)注水效果對比

對于常規(guī)油藏，非均質(zhì)性越強(qiáng)，連續(xù)注水效果越差。注入水沿滲透性好的優(yōu)勢通道滲流，降低了注水波及效率。滲透率級差越大，驅(qū)替前緣就越不均衡，水驅(qū)油的效果就越差。周期注水主要是采用周期性注水的辦法，使油層的高低滲透層之間產(chǎn)生交替壓力波動(dòng)和相應(yīng)的液體交滲流動(dòng)，創(chuàng)造了一個(gè)相對均衡的推進(jìn)前緣，提高了水驅(qū)油的波及效率，改善了開發(fā)效果。

微裂縫不發(fā)育的油藏，注水將非常困難，甚至出現(xiàn)注不進(jìn)的現(xiàn)象。微裂縫發(fā)育的超低滲油藏，在注水升壓過程中，微裂縫是水的滲流通道，在停注降壓過程中，也是滲吸出來的油流動(dòng)的通道。

3.2 儲層潤濕性對周期注水的影響

周期注水時(shí)，毛細(xì)管壓力是滲吸動(dòng)力，但毛細(xì)管力曲線是用很少的巖樣測試出來的，用它來代表整個(gè)油藏有一定的局限性。Leverett提出毛管力與飽和度的無因次函數(shù)表達(dá)式（1）[8]，該方法主要是基于毛管力曲線計(jì)算公式及滲透率和平均孔隙半徑關(guān)系分析推導(dǎo)出的一個(gè)半經(jīng)驗(yàn)公式。

式中：w為含水飽和度，%；c為毛細(xì)管壓力，kPa；為界面張力，mN/m；為潤濕角，?；為滲透率，10-3μm2；為孔隙度，%。

所以，可將毛細(xì)管力寫成：

為考察毛管力在水流動(dòng)方向的變化，將式（4）對求偏導(dǎo)數(shù)，得：

圖1 毛細(xì)管壓力曲線

3.3 轉(zhuǎn)周期注水時(shí)機(jī)對周期注水的影響

目前油田開發(fā)大多都采用連續(xù)注水方式，往往為了改善開發(fā)效果，連續(xù)注水一段時(shí)間，轉(zhuǎn)入周期注水，因此就存在一個(gè)轉(zhuǎn)入周期注水的最佳時(shí)機(jī)問題。

從數(shù)模結(jié)果來看（表2），在任何階段由連續(xù)注水轉(zhuǎn)為周期注水都能夠改善開發(fā)效果，但含水率大于80%時(shí)，采出程度增幅不大，越早轉(zhuǎn)入周期注水，效果越好。

表2 不同開始時(shí)機(jī)采出程度對比

理論上含水率30%～80%時(shí)轉(zhuǎn)周期注水均合適，但在實(shí)踐中，我國勝利、扶余、新疆及喇薩杏油田的周期注水都是在含水率80%～90%甚至更高的情況下開始的，也都取得了比較好的效果。前蘇聯(lián)韃靼和西西伯利亞儲層應(yīng)用周期注水，在油田開發(fā)第一階段可提高原油采收率6%~8%，在第二階段為4%~5%，在最后兩個(gè)階段為1%~3%。越早開始周期注水，到開發(fā)結(jié)束增加的累積產(chǎn)油量越高[10]。

4 礦場實(shí)施

4.1 井組概況

試驗(yàn)井組位于HH37井區(qū)西南端，層位長812，平均砂巖厚度10 m，儲層平均孔隙度10.1%，平均滲透率0.41×10-3μm2，裂縫較發(fā)育，油藏平均埋深2 250 m，面積2.5 km2，地質(zhì)儲量46.7×104t，前期采用水平井天然能量開發(fā)，2014年1月開始注水補(bǔ)充能量?？偩?dāng)?shù)7口，其中注水直井4口，采油水平井3口，井網(wǎng)采用直注平采、段內(nèi)注水，注采井距150～330 m（圖2）。

4.2 周期注水參數(shù)論證

4.2.1 注水周期

理論注水周期按下式計(jì)算：

式中：T為注水周期，s；L為前緣推進(jìn)距離，m；μ 為注入水黏度，mPa·s；Ct為地層綜合壓縮系數(shù)，10-4 MPa-1；K為地層滲透率，10-3μm2。

上式說明地層的彈性越差，周期就越短；油層滲透率越高，周期也越短。將注水井與采油井間的距離150～330 m、注入水黏度1.0 mPa·s、地層綜合壓縮系數(shù)19.4×10-4MPa-1、滲透率0.41×10-3μm2代入式（6）中，計(jì)算周期注水周期為41～90天，平均65天。

4.2.2 壓力波動(dòng)幅度

壓力波動(dòng)的幅度是油藏實(shí)施周期注水時(shí)的重要參數(shù)，直接影響周期注水見效時(shí)間的長短以及達(dá)到最佳效果所需的時(shí)間。數(shù)值模擬計(jì)算了不同壓力波動(dòng)幅度下采出程度（表3）。結(jié)果表明，并不是壓力波動(dòng)幅度越大采出程度越高，當(dāng)壓力波動(dòng)幅度20%時(shí)，即壓力在原始地層壓力90%～110%之間波動(dòng)時(shí)，采出程度最高。理論上，周期注水壓力波動(dòng)幅度越大，有效上覆地層壓力作用也越強(qiáng)，地層和流體的彈性作用也越明顯，從而增加了原油的采收率。但一方面地層能量補(bǔ)充會使地層壓力增大，若壓力增幅過大，不僅會造成微裂縫的重新開啟，甚至超過地層破裂壓力，導(dǎo)致嚴(yán)重水淹；另一方面裂縫發(fā)育的致密低滲油藏存在較強(qiáng)的壓力敏感性，壓降幅度過大巖心的滲透率造成不可逆的損失，從而導(dǎo)致油井產(chǎn)能的降低。

表3 壓力波動(dòng)幅度與注水效果關(guān)系

4.2.3 注水量

在實(shí)施周期注水時(shí)，原則上仍應(yīng)根據(jù)注采平衡的原則來確定注水量，但是考慮到進(jìn)行周期注水以后，含水率和產(chǎn)液量將會下降，波及體積和注水效率都會有所增加，因此實(shí)際的注水量將低于連續(xù)注水時(shí)的注水量。注水量公式見式（7）[11]。

將井組面積2.5 km2、砂體厚度10 m、孔隙度15%、地層水壓縮系數(shù)4.2×10-4MPa-1（65 ℃時(shí)壓縮系數(shù)）、地層變化前的壓力16.8 MPa、地層變化后的壓力18.5 MPa代入式（7）中，計(jì)算使地層壓力上升至原來的110%，需注入水量2 752 m3。

4.3 井組效果

井組于2014年1月1日開始連續(xù)注水，試驗(yàn)井組三口采油水平井在投注初期，均發(fā)生嚴(yán)重水竄，含水率快速上升，產(chǎn)出水氯根快速下降，動(dòng)液面明顯上升。

2015年1月開始周期注水，周期注水方案為：在注水井開始注水時(shí)，采油井動(dòng)態(tài)關(guān)停；當(dāng)采油井動(dòng)液面上升時(shí)，注水井停注，采油井開始燜井；當(dāng)采油井動(dòng)液面趨于穩(wěn)定時(shí)，燜井結(jié)束，采油井開始采油?，F(xiàn)場實(shí)施時(shí)，當(dāng)累注水量達(dá)到2 000 m3時(shí)，采油井2動(dòng)液面急劇上升，注水井立即停注，實(shí)際比設(shè)計(jì)的注水量少約750 m3，壓力波動(dòng)幅度為原地層壓力的107%。分析認(rèn)為，井組裂縫發(fā)育導(dǎo)致注入水沿裂縫竄至生產(chǎn)井。

采油井開井后，3口油井均見效，日產(chǎn)油較周期注水前有所上升，平均單井增油2.19 t/d，含水穩(wěn)定在70%左右。采油井2兩側(cè)注水，首先見效，且見效時(shí)間最長。采油井1和采油井3單側(cè)注水，見效情況略差于采油井2。到2016年1月31日油井全面關(guān)停，增油效果明顯（表4）。

表4 試驗(yàn)井組周期注水見效情況

5 結(jié)論

（1）致密低滲儲層通常發(fā)育微裂縫，有利于周期注水。無論是親水儲層還是親油儲層，周期注水均會產(chǎn)生積極作用。數(shù)值模擬及調(diào)研結(jié)果表明，越早開始周期注水開發(fā)效果越好。

（2）通過紅河油田開展的一個(gè)井組的周期注水試驗(yàn)，確定了周期注水參數(shù)：注水周期65天，注水量2 752 m3，壓力波動(dòng)至原始地層壓力110%。周期注水試驗(yàn)井組中3口油井增油效果顯著，周期注水有利于提高最終采收率。

[1] 冉新權(quán)．超前注水理論與實(shí)踐[M]．北京：石油工業(yè)出版社，2011：139–159．

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[11] 何更生．油層物理[M]．北京：石油工業(yè)出版社，1993：11–15．

編輯：蒲洪果

2017–11–23

張本艷，碩士，高級工程師，1976年生，1998年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院環(huán)境工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)工作。

國家科技重大專項(xiàng)“低豐度致密低滲油氣藏開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”（2016ZX05048）。

1673–8217（2018）04–0079–04

TE357.6

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