李留杰，黨海龍，賈自力，馮婷婷，石立華，楊宏拓，江晨碩.

(1.陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710065;2.陜西省二氧化碳封存與提高采收率重點(diǎn)實驗室，陜西西安 710075;3.新疆大學(xué)紡織與服裝學(xué)院，新疆烏魯木齊 830046)

鄂爾多斯盆地長8油藏是典型的特低滲透油藏[1,2]，目前人工壓裂與注水開發(fā)是該類油藏的主要開采方式[3]。其中注水井的注水強(qiáng)度是影響采油井穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)的關(guān)鍵因素[4,5]。注水強(qiáng)度過低，則地層能量不足，無法保證產(chǎn)能。注水強(qiáng)度過高，則容易導(dǎo)致注入水沿著裂縫方向竄流導(dǎo)致生產(chǎn)井水淹水竄[6]。因此研究特低滲透油藏注水井合理注水強(qiáng)度是保證該類油藏有效開采的重要舉措。

本文以鄂爾多斯盆地中西部的樊學(xué)油區(qū)某區(qū)塊為研究對象，選取巖心進(jìn)行高壓壓汞實驗和啟動壓力梯度實驗來認(rèn)識儲層物孔喉特征及流動特征，并基于此得到油水相滲曲線及啟動壓力梯度與滲透率的關(guān)系[7,8]。在此基礎(chǔ)上建立了該區(qū)塊的數(shù)值模型，經(jīng)歷史擬合后設(shè)計模擬了不同注水強(qiáng)度的注水方案，通過與該區(qū)實際注水強(qiáng)度下的生產(chǎn)井見效情況進(jìn)行對比后，得到了該區(qū)長8特低滲透油藏合理注水強(qiáng)度。

1 區(qū)塊概況

本文研究對象為樊學(xué)油區(qū)某區(qū)塊，研究區(qū)處在鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中部，為東高西低的單斜構(gòu)造，地層傾角0.5°～1.0°，構(gòu)造較為平緩，未見斷層或其他應(yīng)力類型構(gòu)造。研究區(qū)面積5.9 km2，主要開發(fā)層系為下組合長8油層，原始地層壓力15.2 MPa，壓力系數(shù)0.6～0.7，儲層平均孔隙度為7.9%，平均滲透率0.45×10-3μm2，儲量豐度45×104t/km2，屬于低壓特低孔滲低豐度油藏。

該區(qū)自2006年投入開發(fā)，油井初產(chǎn)平均1.2 t/d，平均含水16%，投產(chǎn)后產(chǎn)量開始逐漸遞減，2010年以后逐漸部署注水井，本文選取研究區(qū)塊內(nèi)共有采油井45口，注水井13口，目前單井平均產(chǎn)油0.51 t/d，綜合含水35%。

2 高壓壓汞實驗分析

選取該區(qū)塊長8油層6塊巖心進(jìn)行高壓壓汞實驗，實驗結(jié)果如圖1所示。從圖中可以看出，中間進(jìn)汞段可以近似看成多個平緩段，說明該區(qū)長8油藏孔喉大小發(fā)育不集中，分選性較差。同時排驅(qū)壓力(0.58 MPa)較大，飽和度中值壓力(8.8 MPa)較大，孔喉半徑最大值1.66 μm，平均值僅為0.32 μm，區(qū)塊巖樣孔喉物性較差。

圖1 高壓壓汞實驗結(jié)果曲線圖

根據(jù)參考文獻(xiàn)[9,10]，綜合應(yīng)用Brooks_Corey模型，Purcell模型，Burdine模型，可以計算得到巖樣的油水相滲曲線。

圖2 高壓壓汞實驗計算油水相相對滲透率曲線

3 啟動壓力梯度實驗分析

低滲透油藏存在啟動壓力梯度，通常認(rèn)為巖心滲透率越低，啟動壓力梯度越大[11,12]。為了研究啟動壓力梯度與巖心滲透率的關(guān)系，選取本區(qū)內(nèi)多塊氣測滲透率不同的巖心進(jìn)行啟動壓力梯度實驗，分別測定各不同滲透率巖心的啟動壓力梯度，從而得到巖心樣品啟動壓力梯度λ與滲透率K的關(guān)系曲線(圖3)，從圖3中可以看出，啟動壓力梯度與滲透率呈現(xiàn)冪函數(shù)的關(guān)系，巖心滲透率較大時，啟動壓力梯度值較小，近乎為0，而當(dāng)滲透率逐漸降低時，啟動壓力梯度則會迅速增大。

圖3 啟動壓力梯度與滲透率的關(guān)系曲線

4 區(qū)塊數(shù)值模型

為了模擬計算本區(qū)塊的合理注水強(qiáng)度，應(yīng)用新型數(shù)模軟件tNavigator建立了該區(qū)塊的數(shù)值模型，模型中啟動壓力梯度隨滲透率分布的變化而變化，切滿足上述實驗得到的冪函數(shù)關(guān)系，更加符合特低滲透油藏滲流特征。油水相滲數(shù)據(jù)采用上述高壓壓汞實驗得到的相滲曲線，其余原油及地層參數(shù)見表1，模型初始化后飽和度分布見圖4。

表1 區(qū)塊原油及地層參數(shù)表

圖4 區(qū)塊數(shù)值模型含油飽和度初始化分布及人工裂縫示意圖

tNavigator可以方便地表征人工裂縫[13,14]，所選區(qū)塊長8油藏油水井中有43口采油井，1口注水井進(jìn)行了人工壓裂，根據(jù)區(qū)塊的壓裂設(shè)計資料反算該區(qū)塊的人工壓裂參數(shù)，具體參數(shù)見表2。

表2 區(qū)塊模型人工裂縫參數(shù)表

對該數(shù)值模型進(jìn)行歷史擬合，擬合指標(biāo)包括全區(qū)累產(chǎn)，含水以及單井日產(chǎn)，含水指標(biāo)等，通過合理調(diào)整模型參數(shù)，在區(qū)塊整體生產(chǎn)指標(biāo)擬合的基礎(chǔ)上，對單井生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，共計擬合上生產(chǎn)井39口，擬合程度達(dá)到86.7%。

圖5 區(qū)塊含水?dāng)M合曲線

5 注水井合理注水強(qiáng)度

油藏工程確定合理注水強(qiáng)度的方法有多種，如采油速度法[15]，經(jīng)驗公式法，毛管力計算法[16]等，應(yīng)用三種不同的方法計算得到合理注水強(qiáng)度的值分別為1.35，1.56，1.62，差異不大，三者求平均值得到理論注水強(qiáng)度值為1.51 m3/(d·m)。

統(tǒng)計該區(qū)塊注水井目前實際注水強(qiáng)度分布在0.2～1.5 m3/(d·m)之間，主要分布在0.4～0.8 m3/(d·m)之間。以此結(jié)合理論注水強(qiáng)度與實際注水強(qiáng)度，應(yīng)用已經(jīng)建立的區(qū)塊數(shù)值模型，模擬不同注水強(qiáng)度下的開采指標(biāo)，油井采用定壓模擬方式，每個方案模擬50年，共模擬9個注水強(qiáng)度方案，見表3。

表3 注水強(qiáng)度設(shè)計表

圖6 不同注水強(qiáng)度下相關(guān)參數(shù)模擬結(jié)果對比

對比不同的注水強(qiáng)度下的模擬相關(guān)參數(shù)，發(fā)現(xiàn)采出程度、含水率、地層壓力保持水平均與注水強(qiáng)度呈正相關(guān)。其中在低注水強(qiáng)度(0.2～0.8 m3/(d·m))時，模擬終期采出程度對應(yīng)9.1%～13.1%，模擬終期含水率39%～73.6%，地層壓力11.6 MPa～12.5 MPa；繼續(xù)增加注水強(qiáng)度(1～1.5m3/(d·m))，模擬終期采出程度13.9%～15.6%，模擬終期含水率79.5%～87.1%，地層壓力12.7 MPa～13.4 MPa，采出程度和含水率較低注水強(qiáng)度時，增幅較大，說明在低注水強(qiáng)度(0.2～0.8 m3/(d·m))時，由于注水強(qiáng)度較低，采油速度較慢，模擬50年時，仍有大量剩余油未采出；繼續(xù)增加注水強(qiáng)度(1.7～1.9 m3/(d·m))時，模擬終期采出程度(15.6%～15.9%)和含水率(88.6%～89.9%)，較注水強(qiáng)度為1.5 m3/(d·m)時，增幅不大，說明在注水強(qiáng)度達(dá)到1.5 m3/(d·m)時，注水強(qiáng)度對采收率的影響已經(jīng)達(dá)到極限，繼續(xù)增加注水強(qiáng)度對采出程度的影響并不大。

圖7 4118-1生產(chǎn)井注采曲線

以本區(qū)一口見效井為例，4118-1于2009年12月投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油0.81 t/d，含水10%，在開采前期(2009.12—2013.8)產(chǎn)量呈現(xiàn)衰竭式遞減，直到0.33 t/d，此后(2013.9—2015.9)產(chǎn)量開始緩慢回升，2015年10后產(chǎn)量開始波動式上升，增幅明顯。目前該井平均日產(chǎn)油0.99 t/d,平均含水24%。從注水曲線來看，該生產(chǎn)井周圍共有三口注水井，均在2011—2013年間投入注水，晚于生產(chǎn)井開采時間。其中4118-2在2014年前平均日注水7.2 m3/d，對應(yīng)視注水強(qiáng)度0.81 m3/(d·m)，2014年以后平均日注水11 m3/d，對應(yīng)注水強(qiáng)度1.21 m3/(d·m)；4118在2015年前平均日注水2.8 m3/d，對應(yīng)注水強(qiáng)度0.31 m3/(d·m)，之后平均日注水4.9 m3/d，對應(yīng)注水強(qiáng)度0.54 m3/(d·m)；4103-1在2016年前平均日注水4.9 m3/d，對應(yīng)注水強(qiáng)度0.45 m3/(d·m)，之后平均日注水7.8 m3/d，對應(yīng)注水強(qiáng)度0.72 m3/(d·m)；可見該生產(chǎn)井周邊注水后逐漸見效，逐漸增加注水強(qiáng)度，產(chǎn)量見效愈加明顯。

通過統(tǒng)計該區(qū)注水以來采油井的實際增產(chǎn)見效情況(有其他增產(chǎn)措施的井除外)，共統(tǒng)計采油井39口(圖8)，可以看出整體上該區(qū)塊注水前后日產(chǎn)油比值(注水后/注水前)與吸水強(qiáng)度呈現(xiàn)正相關(guān)，該區(qū)塊大部分生產(chǎn)井對應(yīng)在低注水強(qiáng)度下，注水前后日產(chǎn)油比值主要分布在0.5～1.5之間，說明部分井在注水后仍處于遞減狀態(tài)，而高注水強(qiáng)度下的井，注水前后日產(chǎn)油比值在1.5～2之間，注水見效效果明顯好于低注水強(qiáng)度下?？梢姳緟^(qū)目前整體注水強(qiáng)度偏低，注水見效特征整體不明顯，應(yīng)該逐漸增加該區(qū)注水強(qiáng)度。

圖8 本區(qū)采油井實際增產(chǎn)倍數(shù)與對應(yīng)注水井吸水強(qiáng)度統(tǒng)計圖

6 結(jié)論

(1)采用高壓壓汞實驗明確了該區(qū)塊儲層孔喉分布非均質(zhì)性較強(qiáng)，孔喉平均值僅為0.32 μm，孔滲物性較差基本特征。啟動壓力梯度實驗明確了該區(qū)流體流動的非線性流動特征，并擬合實驗數(shù)據(jù)得到本區(qū)啟動壓力梯度與滲透率的冪函數(shù)關(guān)系表達(dá)式。

(2)應(yīng)用新型數(shù)值模擬軟件tNavigator建立了本區(qū)塊的數(shù)值模型，該模型更加符合特低滲透油藏滲流特征；進(jìn)行歷史擬合之后模擬了本區(qū)不同注水強(qiáng)度下的開采指標(biāo)，通過與本區(qū)實際注水強(qiáng)度下的生產(chǎn)井見效情況驗證了模型的正確性；本區(qū)目前整體注水井的注水強(qiáng)度主要分布在0.4～0.8 m3/(d·m)之間，注水前后日產(chǎn)油比值主要分布在0.5～1.5之間，生產(chǎn)井整體見效不明顯，本區(qū)合理注水強(qiáng)度1.0～1.5 m3/(d·m)之間，應(yīng)該逐步增加該區(qū)塊的注水強(qiáng)度。

(3)本文綜合應(yīng)用實驗方法，油藏工程方法，數(shù)值模擬方法及與實際油井見效情況對比確定了區(qū)塊的合理注水強(qiáng)度，對其他區(qū)塊特低滲透油藏的注水開采具有借鑒意義。