柳林旺

（中國(guó)石油化工股份有限公司華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州 450006）

X 油田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡南部，區(qū)域構(gòu)造為東南高西北低的平緩單斜，斷層不發(fā)育。X 油田延長(zhǎng)組長(zhǎng)7 儲(chǔ)層砂體屬于曲流河三角洲前緣水下分流河道沉積，單層發(fā)育，河道寬度2.8～5.6 km，砂體厚度4.5～13.8 m，砂體中部厚度大，邊部較薄。平均有效孔隙度為12.4%，平均有效滲透率0.53×10-3μm2，地層壓力系數(shù)0.77，為超低滲的致密砂巖巖性油藏[1]。

初期采用直井開發(fā)，油井初期產(chǎn)能僅為0.5～0.7 t/d，開發(fā)效果差。后采用水平井分段壓裂投產(chǎn)，多口井試獲初期高產(chǎn)，試油產(chǎn)量達(dá)5.4～7.8 t/d，但后期地層能量不足，產(chǎn)量快速遞減（44%），采出程度不到2%，亟需改變開發(fā)方式提高油藏整體采收率[2]。

通過借鑒鄰區(qū)開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，試驗(yàn)超前注水開發(fā)[3-10]，結(jié)合長(zhǎng)7 儲(chǔ)層薄、直井無產(chǎn)能的特點(diǎn)，開展水平井超前注水先導(dǎo)試驗(yàn)，探索有效注水開發(fā)模式。

1 注水可行性

1.1 水驅(qū)油效率

對(duì)巖心開展水驅(qū)效率試驗(yàn)，儲(chǔ)層滲透率下巖心無水采油期驅(qū)油效率29.2%以上，含水95%時(shí)驅(qū)油效率49.5%，最終驅(qū)油效率52.3%，表現(xiàn)出較好的水驅(qū)潛力，注水開發(fā)具備可行性（見表1）。

表1 儲(chǔ)層巖樣不同注入體積倍數(shù)測(cè)試統(tǒng)計(jì)表

1.2 儲(chǔ)層注水敏感性

注水過程中，注入水進(jìn)入地層后可能由于流體變化引起儲(chǔ)層黏土膨脹、分散、運(yùn)移，導(dǎo)致巖心滲透率或有效滲透率下降。通過水敏評(píng)價(jià)，可以有效地分析注入水在注入過程中對(duì)巖心滲流能力的影響程度。

水敏程度主要受黏土礦物含量控制，尤其是黏土礦物中蒙脫石和伊蒙混層等水敏性礦物成分的含量，從長(zhǎng)7 儲(chǔ)層黏土礦物含量來看，儲(chǔ)層黏土礦物含量7.3%～7.7%，從黏土礦物相對(duì)含量來看，儲(chǔ)層綠泥石含量最高，含量達(dá)到79%～85%，其次為伊利石和伊蒙混層，伊利石含量為6%～9%，伊蒙混層含量為9%～12%（見表2）。

表2 儲(chǔ)層巖樣黏土礦物成分統(tǒng)計(jì)表

長(zhǎng)7 儲(chǔ)層注入水水源采用地表水，注入水與地層水水敏實(shí)試結(jié)果顯示滲透率損害指數(shù)在44.1%～53.8%，水敏程度為中等偏弱。該儲(chǔ)層在注水開發(fā)過程中，應(yīng)注意防止水敏的發(fā)生，需考慮加阻垢劑減少結(jié)垢。

2 注水試驗(yàn)設(shè)計(jì)

2.1 試驗(yàn)井組設(shè)計(jì)

針對(duì)長(zhǎng)7 儲(chǔ)層薄、直井產(chǎn)能低的特征，考慮采用水平井開展注水先導(dǎo)試驗(yàn)，通過水井分段射孔注水、油井分段壓裂采油，整體形成交錯(cuò)注采驅(qū)替（見圖1），結(jié)合水平井縱向和平面上的軌跡優(yōu)化，將油水井間劃分為若干個(gè)注采單元，從而實(shí)現(xiàn)油井控制程度最大化。

圖1 水平井分段注水井組示意圖

超低滲透油藏儲(chǔ)層巖性致密，其滲流特征不符合達(dá)西定律，存在啟動(dòng)壓力，通過儲(chǔ)層巖心室內(nèi)滲流試驗(yàn)，得到啟動(dòng)壓力梯度與滲透率的關(guān)系。巖心的滲透率越小，流體流動(dòng)所需要的啟動(dòng)壓力梯度越大，而且當(dāng)滲透率降低到一定的程度后，其啟動(dòng)壓力梯度急劇增大。通過計(jì)算公式，計(jì)算得到存在啟動(dòng)壓力梯度條件下的技術(shù)極限注采排距半徑36 m。根據(jù)計(jì)算結(jié)果，考慮儲(chǔ)層物性非均質(zhì)情況和后期水淹風(fēng)險(xiǎn)，設(shè)計(jì)注采排距40～45 m，即水井射孔段間距80～90 m，油井分段壓裂縫間距80～90 m，形成類似面積注水井網(wǎng)，開展超前注水試驗(yàn)。

注水先導(dǎo)試驗(yàn)井組設(shè)計(jì)總井?dāng)?shù)3 口，其中注水井1 口，采油井2 口，油水井?dāng)?shù)比為2.0。油水井距350～359 m，平均井距355 m。水井分5 段射孔，油井分6 段壓裂，實(shí)施后交錯(cuò)縫間距40～46 m。

2.2 主要注水參數(shù)設(shè)計(jì)

2.2.1 注水壓力及注水量 研究表明，超前注水的主要優(yōu)勢(shì)在于使地層壓力上升至高于原始地層壓力,并建立起有效驅(qū)替系統(tǒng),油層內(nèi)驅(qū)替壓力梯度大于啟動(dòng)壓力梯度,油井投產(chǎn)可以獲得充足能量。綜合考慮長(zhǎng)7 油藏地層壓力、應(yīng)力敏感性等情況，確定合理超前注水條件為地層壓力水平上升到110%～120%，注入量1 000～1 500 m3，地層壓力保持水平穩(wěn)定在110%以上后油井壓裂投產(chǎn)。

2.2.2 水平井分段注水 水井投注初期采用籠統(tǒng)注水，并開展吸水剖面測(cè)試，結(jié)果（見表3）。水井根據(jù)設(shè)計(jì)射孔5 段，初步日注入量30 m3，監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示前3段吸水；日注入量38 m3時(shí)，監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示4 段吸水。吸水段主要在靠近A 靶點(diǎn)的位置，吸水段的吸水量相對(duì)均勻。為保證水平井均勻吸水效果，依據(jù)吸水剖面監(jiān)測(cè)結(jié)果，采用油套分注，1～3 段、4～5 段分別注水，提高注水波及。

表3 注水水平井吸水剖面測(cè)試結(jié)果統(tǒng)計(jì)表

3 注水試驗(yàn)效果

試驗(yàn)井組實(shí)施后水井超前注水1 570 m3，地層壓力保持水平最高110%，達(dá)到設(shè)計(jì)要求。井組累計(jì)注水1.35×104m3，累計(jì)注采比1.6。相比天然能量開發(fā)區(qū)，試驗(yàn)井組超前注水效果明顯，達(dá)到了增油、穩(wěn)產(chǎn)、控含水的試驗(yàn)預(yù)期目標(biāo)。

3.1 超前注水油井初期地層壓力較高，壓力保持水平高

長(zhǎng)7 油藏原始地層壓力7.5 MPa，地層壓力系數(shù)0.77，彈性開發(fā)區(qū)油井投產(chǎn)1 個(gè)月后井筒附近地層壓力迅速下降，下降趨勢(shì)為兩段式，5 個(gè)月后壓力由投產(chǎn)時(shí)的7.5 MPa 下降至2.1 MPa，是典型的超低滲透油藏地層能量有限導(dǎo)致的供液不足特征（見圖2）。

圖2 注水試驗(yàn)井組與天然能量開發(fā)區(qū)地層壓力對(duì)比曲線

試驗(yàn)井組通過超前注水，投產(chǎn)前地層壓力保持水平達(dá)110%，油井投產(chǎn)后井筒附近地層壓力最高8.0 MPa，1 個(gè)月后下降至原始地層壓力水平，后續(xù)壓力下降趨勢(shì)同樣可分為兩個(gè)階段，第一階段為投產(chǎn)2～3 個(gè)月，地層能量充足，地層壓力緩慢下降，4 個(gè)月后隨著油井生產(chǎn)地層能量減弱，壓力下降速率增大。

相比天然能量開發(fā)區(qū)地層壓力迅速下降的變化特征，注水井組通過超前注水，提高油藏開發(fā)初期地層壓力，一方面提高水驅(qū)油的驅(qū)替壓力梯度，可以使更細(xì)小孔道的油被驅(qū)出，提高驅(qū)油效率，另一方面只注不采，受均衡的地層壓力作用,注入水在地層中將均勻推進(jìn)，從而提高了注入水的有效波及體積。

3.2 超前注水油井單井產(chǎn)量高，產(chǎn)量遞減慢

選取油藏同部位儲(chǔ)層物性相近的超前注水開發(fā)與天然能量開發(fā)井組進(jìn)行生產(chǎn)動(dòng)態(tài)對(duì)比，天然能量開發(fā)區(qū)油井初期產(chǎn)能3.3 t/d，無穩(wěn)產(chǎn)期，投產(chǎn)后1 個(gè)月后快速遞減，前12 個(gè)月自然遞減達(dá)52.1%。通過超前注水，試驗(yàn)井組內(nèi)油井全部見效，井組初期產(chǎn)量5.5 t/d，是天然能量開發(fā)油井的1.7 倍，并且可以穩(wěn)產(chǎn)4～5 個(gè)月，初期產(chǎn)量遞減小，前12 個(gè)月自然遞減僅25.7%，開發(fā)效果明顯優(yōu)于天然能量開發(fā)（見圖3）。

圖3 注水試驗(yàn)井組與天然能量開發(fā)區(qū)油井日產(chǎn)油對(duì)比曲線

試驗(yàn)井組油井見效明顯，也充分驗(yàn)證了交錯(cuò)縫小排距注水的可行性，采用水平井分段注水能夠保證平面注水均勻驅(qū)替。超前注水在補(bǔ)充地層壓力的同時(shí)可以使得油井保持較高水平開發(fā)，出現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)期，但后期產(chǎn)量出現(xiàn)降低，應(yīng)適當(dāng)加大能量補(bǔ)充強(qiáng)度。

3.3 超前注水可以降低開發(fā)初期的含水率

研究表明致密儲(chǔ)層的滲流過程存在啟動(dòng)壓力梯度，油水黏度比、有效滲透率及原油極限剪切應(yīng)力等影響均會(huì)影響含水率。儲(chǔ)層越致密，有效滲透率越低，啟動(dòng)壓力梯度越大，含水率則會(huì)越高；超前注水通過提高儲(chǔ)層壓力保持水平，進(jìn)一步減小油藏開發(fā)后對(duì)儲(chǔ)層有效孔隙度、有效滲透率的傷害，進(jìn)而降低油藏開發(fā)含水率。

選取超前注水開發(fā)與天然能量開發(fā)井組進(jìn)行含水率特征對(duì)比（見圖4），超前注水試驗(yàn)井組初期含水16.0%～22.9%，較天然能量開發(fā)井組29.0%～30.1%的含水率低7%～13%，同時(shí)月均含水上升率1.28，小于天然能量開發(fā)井組1.86 的水平，一段程度上可以緩解開發(fā)含水上升率。

圖4 注水試驗(yàn)井組與天然能量開發(fā)區(qū)油井含水率對(duì)比曲線

4 結(jié)論

通過分析水平井超前注水、分段注水試驗(yàn)井組受效情況，驗(yàn)證了平注平采超前注水開發(fā)方式在X 油田長(zhǎng)7 超低滲油藏的可行性，為注水開發(fā)提高采收率堅(jiān)定了信心。

（1）超低滲、薄層油藏通過水平井超前注水、分段注水可以改善開發(fā)效果；（2）超前注水可維持較高的地層壓力，提高油井產(chǎn)能，延緩遞減，降低開發(fā)初期的含水率；（3）注水過程中應(yīng)考慮交錯(cuò)縫小排距注水、分段注水保證均勻驅(qū)替。