劉文強，王 強，康勝松，曾 俊，孫欣華，王小鋒，汪章超

(陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，西安 710065)

鄂爾多斯盆地是中國第二大沉積盆地，三疊系延長組是該盆地油氣資源最豐富的層系[1-4]。根據(jù)油氣層縱向分布規(guī)律，自下而上將其劃分為10個油層組。長6、長7、長8油層組占具絕大部分資源儲量，其中長6油層組儲量約占總儲量的56%，超過了其他層段全部油藏儲量的總和[5-6]。因此加強長6低滲透油藏的開發(fā)具有重要意義。

低滲透油藏開發(fā)手段上，注水開發(fā)已經成為低滲透油藏開發(fā)過程中能量補充的重要手段[7-8]。注水開發(fā)初期建立基礎井網，隨著后續(xù)的加密及調整，水驅控制程度增大，見效油井越來越多[9]。但在已經形成規(guī)模注水的老區(qū)，井網已經形成，調整井網已是無從下手，因此在這種情況下合理的注水政策是保證水驅效果的前提，其中注水井的注水強度是影響采油井穩(wěn)產增產的關鍵因素[10-11]。注水強度過低，地層能量得不到及時補充，無法保證油井產能；注水強度過高，容易導致水線沿裂縫方向推進過快，致使油井水淹[12-13]。轉注完善井網后一般采用高強度注水，可快速補充地層能量，縮短油井見效時間[14]。井組內有油井見效后，采用適度溫和注水政策，可以維持地層能量的穩(wěn)定，保證水驅開發(fā)效果[15]。目前中外對于見效見水、合理注水強度的研究僅為統(tǒng)計分析或者定性分析[16-18]，無法對見效單一影響因素定量分析，配注優(yōu)化未至單井。因此現(xiàn)通過統(tǒng)計結合數(shù)值模擬手段對見效見水影響因素敏感性分析定量化，探索坪橋南長6油藏合理的注水強度，優(yōu)化單井配注，提高水驅開發(fā)效果，同時也為杏子川油田其他長6油藏提供參考。

1 見效情況分析

1.1 工區(qū)概況

杏子川坪橋南區(qū)毗鄰安塞油田，同屬于鄂爾多斯盆地長6特低滲油藏，2006年開始注水開發(fā)，2012年實現(xiàn)規(guī)模注水。工區(qū)面積16 km2，沉積相類型為分流河道，地質儲量690萬t，目前全區(qū)內采油井302口、注水井68口均為直井，區(qū)塊日產油118 t，含水率62%，采出程度9.07%，累計注采比0.56，平均地層壓力5.5 MPa。整體上，坪橋南區(qū)呈壓力保持水平較低狀態(tài)，地層能量虧空，局部井網不完善，部分油井為衰竭式開發(fā)。計劃完善井網轉注42口油井。

1.2 注水見效統(tǒng)計分析

坪橋南區(qū)衰竭式開發(fā)時間較長，存在大量的轉注井，均屬于滯后注水，其注水見效的顯著特征是產液量的上升、伴隨產油量上升或趨于穩(wěn)定[19]。按此特征完成區(qū)塊內68個注采井組共296口油井進行了動態(tài)分析，其中注水見效49口，平均見效時間為21個月，主要見效方向沿分流河道主向NE 30～60°。坪橋南區(qū)見效時間與平均注水強度的關系的統(tǒng)計結果如圖1所示。

圖1 坪橋南見效時間與注水強度關系統(tǒng)計

由圖1可知，見效時間與平均注水強度的關系散點分布無規(guī)律，這是因為見效時間受多種因素影響。將見效油井按井距分類，將單一因素簡單拆分，統(tǒng)計結果如圖2所示。

圖2 井距約為240 m見效時間與注水強度關系統(tǒng)計

圖2將井距約為240 m的見效時間與注水強度關系做統(tǒng)計，符合一般規(guī)律，在相同的井距與壓裂規(guī)模下，注水強度越大，見效時間越短[20]。統(tǒng)計出的每個散點中潛在的多因素具有不可拆分性，因此想要進一步分析其他因素對見效的影響，需要通過數(shù)值模擬來分析影響見效情況因素的敏感性。

2 注水見效影響因素的數(shù)值模擬分析

2.1 建模方法及參數(shù)

數(shù)值模擬已經成為研究低滲透油藏開發(fā)規(guī)律的重要手段[21]，采用CMG軟件IMEX模塊，以菱形反九點井網為例，建立孔隙-裂縫雙孔雙滲理論模型如圖3所示，能夠良好匹配特低滲透油藏[22-23]。

圖3 1/4菱形反九點井網理論模型

為了保證計算精度，提高運算速度，理論模型中網格密度10 m×10 m×2 m。油藏物性和流體參數(shù)都采用坪橋南長6油藏的實際參數(shù)，由于資料匱乏，無法描述天然主裂縫發(fā)育情況，因此做出以下假設：①模型是均質的；②僅考慮天然微裂縫，不考慮天然主裂縫和動態(tài)響應裂縫。

模型中設定北東-南西方向為人工裂縫主方向，該方向也為水驅優(yōu)勢方向，人工裂縫模擬采用局部網格對數(shù)加密法(logarithmic spacing local refinement dual permeability，LS-LR-DK)，可以精確模擬低滲透油藏不穩(wěn)定流動過程[24]。采用等效模型設定裂縫滲透率，模型表達式如下。

由于

Qo=Qm

(1)

(2)

因此

(3)

坪橋南長6油藏參數(shù)和人工裂縫參數(shù)如表1所示。

表1 坪橋南長6油藏參數(shù)和人工裂縫參數(shù)

2.2 影響因素種類及篩選

低滲透油藏見效影響因素有巖石膨脹性、井距、人工裂縫間距、基質滲透率、基質孔隙度、含水飽和度、人工裂縫半長等[25-26]。巖石膨脹性、基質孔隙度、基質滲透率、含水飽和度為客觀的儲層屬性；人工裂縫間距為水平井特有主觀因素；井距、注水強度、人工裂縫滲透率、人工裂縫半長均為主觀因素。對于坪橋南長6油藏，不考慮客觀因素注水強度、井距、裂縫半長素和水平井因素，最終選取了3個因素分析其敏感性。

2.3 單因素分析

以水驅優(yōu)勢方向(模型內為長軸方向)油井見效為準，分析注水強度、井距、裂縫半長對見效時間的影響。與區(qū)塊規(guī)模注水時間相對應，設置油井開采6年后開始注水。

2.3.1 注水強度

經調研，杏子川油田長6油藏的注水強度為0.5～3.5 m3/(d·m)，轉注初期注水強度。模型中設定了不同的注水強度，固定長軸角井井距240 m、裂縫半長110 m，計算得出不同注水強度下的見效時間如圖4所示。

圖4 見效時間與注水強度的關系

結果表明，注水強度越大，見效時間越短。通過與實際數(shù)據(jù)對比發(fā)現(xiàn)，數(shù)值模擬計算結果與實際規(guī)律擬合較好，證明了數(shù)值模擬的可行性。

2.3.2 井距

經統(tǒng)計，坪橋南區(qū)井長軸角井井距為200～280 m不等，短軸角井井距150～210 m。模型中選取長軸角井井距200、240、280 m分別對應短軸角井井距150、180、210 m。另外將模型中注水強度、裂縫半長都設定成固定值。計算結果如圖5所示。

圖5 見效時間與井距的關系

模擬結果是井距越大，見效時間越長，呈指數(shù)正相關。

2.3.3 人工裂縫半長

經統(tǒng)計裂縫監(jiān)測資料，坪橋南井口壓裂裂縫半長在90～130 m。見效的時間與裂縫半長的關系如圖6所示。

圖6 見效時間與裂縫半長的關系

結果表明，相同的井距下，裂縫半長越大，見效時間越短，呈近似線性負相關。

在有限的范圍內，這3個因素對注水見效影響的大小順序為：注水強度、井距、裂縫半長。

3 見效時間預測及見效后合理注水強度研究

坪橋南區(qū)單井的井距、壓裂規(guī)模各不相同，因此將不同情況組合進行數(shù)值模擬研究。

3.1 轉注后的見效時間預測

不同井距、裂縫半長下見效時間與注水強度的關系如圖7所示。

圖7 不同情況下見效時間與注水強度的關系

計算結果表明，在同樣的裂縫半長下，井距越大，見效時間越長；而且注水強度越低，井距對見效時間的影響越大。在同樣的井距下，裂縫半長越小，見效時間越長?？傮w上，裂縫半長對見效時間的影響不如井距大。如果注水強度達到3.0 m3/(d·m)以上，大部分情況下可在3～20個月見效。

3.2 見效后的合理注水強度研究

以30 a采出程度為預測指標，計算不同井距、裂縫半長下30 a采出程度與注水強度的關系，如圖8所示。

由圖8可知，采出程度最高的點對應的注水強度就是合理注水強度。結果表明，在同樣的裂縫半長下，井距越大，合理注水強度越大。在同樣的井距下，適當?shù)牧芽p半長加上合理的注水強度，才能獲得較高的采出程度。模型內裂縫半長的2倍大于井距，會使油井快速水淹，導致采出程度低，這也說明在實際壓裂過程中，要避免因施工造成的油水井間裂縫溝通。井距200 m的合理注水強度在1.25 m3/(d·m)左右、井距240 m的合理注水強度在1.5 m3/(d·m)左右、井距280 m的合理注水強度在1.8 m3/(d·m)左右，在合理注水強度下，30 a采出程度為18%～18.5%。

圖8 不同情況下30 a采出程度與注水強度的關系

3.2 礦場應用及效果

運用上述2幅圖版，將轉注井和原有注水井分為兩類設定配注，一是對轉注井組見效時間預測，二是優(yōu)化注水井組配注。

(1)轉注井組見效時間預測及驗證。根據(jù)現(xiàn)場經驗，轉注初期注水強度不宜過大，否則會導致裂縫增大，極易造成快速水淹。因此為轉注井統(tǒng)一設定注水強度3.0 m3/(d·m)。對4個轉注井組進行統(tǒng)計，如表2所示，結果表明用圖7來預測見效時間誤差較小，因此可以用該圖版預測轉注井見效時間。

表2 轉注井組見效時間預測與實際對比

(2)原有注水井配注優(yōu)化。運用圖8圖版優(yōu)化原有注水井配注，經過配注優(yōu)化36井次。典型實例坪304-9井組，坪304-6位于注水井坪304-9的NE59°方向，如圖9所示，屬于優(yōu)勢方向，井距264 m，兩井平均裂縫半長113 m，坪304-9射孔5 m。如圖10(a)所示，2020年6月將坪304-9的注水強度從1.27 m3/(d·m)上調至1.63 m3/(d·m), 即配注量7 m3/d上調至9 m3/d。

圖9 坪304-9與坪304-6相對位置示意圖

由圖10(b)看出，自配注優(yōu)化后2個月，后坪304-6明顯見效，產液量0.73 m3/d升至0.95 m3/d，產油量0.37 t/d上升至0.61 t/d，含水率由46%降至37%，優(yōu)化效果明顯。

圖10 坪304-9和304-6注采對應曲線

經配注優(yōu)化，坪橋南區(qū)單日增油4.69 t，含水趨于穩(wěn)定，方法可行有效。

4 結論

通過統(tǒng)計結合數(shù)值模擬的手段，針對坪橋南長6油藏參數(shù)優(yōu)化得出以下結論。

(1)在不同井距、壓裂規(guī)模的情況下，應采用不同的注水強度來保證驅油效果。

(2)對于坪橋南區(qū)長6油藏，轉注后高強度注水的見效時間5～15個月，見效后的合理注水強度范圍為1.0～2.0 m3/(d·m)，應根據(jù)不同的井距、裂縫半長來取值，預計30 a采出程度18%～18.5%。

(3)經實例驗證，數(shù)值模擬計算出的圖版可以在裂縫描述研究匱乏的情況下快速確定注水強度，也為杏子川油田其他長6油藏提供理論參考。