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)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]。注水強度過低，則地層能量不足，無法保證產(chǎn)能。注水強度過高，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，選取巖心進行高壓壓汞實驗和啟動壓力梯度實驗來認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度的注水方案，通過與該區(qū)實際注水強度下的生產(chǎn)井見效情況進行對比后，得到了該區(qū)長8特低滲透油藏合理注水強度。

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[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)進行擬合，共計擬合上生產(chǎn)井39口，擬合程度達到86.7%。

圖5 區(qū)塊含水?dāng)M合曲線

5 注水井合理注水強度

油藏工程確定合理注水強度的方法有多種，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)合理論注水強度與實際注水強度，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個注水強度方案，見表3。

表3 注水強度設(shè)計表

圖6 不同注水強度下相關(guān)參數(shù)模擬結(jié)果對比

對比不同的注水強度下的模擬相關(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度呈正相關(guān)。其中在低注水強度(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度時，增幅較大，說明在低注水強度(0.2～0.8 m3/(d·m))時，由于注水強度較低，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%)，較注水強度為1.5 m3/(d·m)時，增幅不大，說明在注水強度達到1.5 m3/(d·m)時，注水強度對采收率的影響已經(jīng)達到極限，繼續(xù)增加注水強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)視注水強度0.81 m3/(d·m)，2014年以后平均日注水11 m3/d，對應(yīng)注水強度1.21 m3/(d·m)；4118在2015年前平均日注水2.8 m3/d，對應(yīng)注水強度0.31 m3/(d·m)，之后平均日注水4.9 m3/d，對應(yīng)注水強度0.54 m3/(d·m)；4103-1在2016年前平均日注水4.9 m3/d，對應(yīng)注水強度0.45 m3/(d·m)，之后平均日注水7.8 m3/d，對應(yīng)注水強度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度下?？梢姳緟^(qū)目前整體注水強度偏低，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，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；進行歷史擬合之后模擬了本區(qū)不同注水強度下的開采指標(biāo)，通過與本區(qū)實際注水強度下的生產(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)塊的合理注水強度，對其他區(qū)塊特低滲透油藏的注水開采具有借鑒意義。