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        合水地區(qū)致密油油藏注水井轉(zhuǎn)采實施效果分析

        2022-03-08 02:03:50
        云南化工 2022年1期
        關(guān)鍵詞:注采比含水物性

        熊 熙

        (西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院,陜西 西安 710065)

        合水地區(qū)致密油油藏儲層物性差,存在采油井含水突變、注水井長期注水無效等情況,造成采油井低產(chǎn)低效,使得部分剩余油滯留在地層中,嚴(yán)重影響油田采收率。目前,采油井治理手段比較單一,而注水井與采油井之間形成的有效裂縫連通,增加了儲層的供液能力,在一定程度上使得注水井可以向采油井轉(zhuǎn)換。注水井轉(zhuǎn)采,作為一項提高采收率的開發(fā)技術(shù),在合水地區(qū)取得了較好成果,推動了致密油油藏注水井的轉(zhuǎn)采試驗。轉(zhuǎn)采井措施效果是研究的關(guān)鍵,因此探討地層物性、壓裂規(guī)模、注水量,以及見水特征對措施效果的影響,對后續(xù)油藏動態(tài)開發(fā)具有重要意義。

        1 油藏概況

        合水油田位于鄂爾多斯盆地一級構(gòu)造單元陜北斜坡西南部,其油層分布廣、含油層系多。主力油藏長7致密油主要為半深湖背景下的砂質(zhì)碎屑流沉積,儲層物性差,孔隙類型以長石溶孔為主、粒間孔次之,孔喉細(xì)小,中值半徑 0.09 μm,平均孔隙度8.8%,空氣滲透率 0.15 mD,具有低滲、低壓、低產(chǎn)特征;原始地層壓力 14.7 MPa,壓力系數(shù)0.84,儲層埋深 1750 m,儲層厚度15~25 m;地應(yīng)力方位為NE75°,儲隔層應(yīng)力差值2~4 MPa,天然微裂縫發(fā)育(0.22條/m)[1]。

        2 注水井轉(zhuǎn)采實施效果

        Z230區(qū)是合水地區(qū)長7致密油油藏的主力區(qū)塊。針對水平井裂縫性含水上升,注水長期不見效的開發(fā)矛盾,從2015年起逐步開展了注水井轉(zhuǎn)采措施(7口),目前見效有6口,累產(chǎn)時間均已超過3個月。注水井周圍油層中存在一定量的剩余油,是注水井轉(zhuǎn)采后出油的物質(zhì)基礎(chǔ)[2]。

        分析轉(zhuǎn)采井措施效果得出,隨著轉(zhuǎn)采前累計注水量的增加,見油周期也不斷延長,但初期日產(chǎn)油不斷減小。G229-81、G216-75井累產(chǎn)天數(shù)分別是 1224 d、853 d,平均日產(chǎn)油分別是 1.16 t、0.88 t,取得了較好的實施效果;G217-98初產(chǎn)高,見油快,目前日產(chǎn)油 1.83 t。

        3 轉(zhuǎn)采井實施效果影響因素

        構(gòu)造-浮力模型揭示了注水井轉(zhuǎn)采后出油長期發(fā)揮作用的過程。對于水潤濕油層,在注水井停注后,由于壓力降低,油層自吸驅(qū)油增強。較小孔隙中的油滴流到大孔隙中,合并在大孔隙中,并在大孔隙中聚集形成連續(xù)油柱。當(dāng)油柱高度能夠克服大孔隙中的毛管力時,便在浮力作用下向高部位移動[3]。注水井轉(zhuǎn)采后改變了液流方向,提高了注入水波及效率,擴大了水驅(qū)波及體積[4]。文獻(xiàn)也指出,逆向驅(qū)油能夠克服毛管力的圈閉作用,在油層內(nèi)形成高壓驅(qū)替,克服賈敏效應(yīng)的不利影響[5]。根據(jù)這一基本原理,實施注水井轉(zhuǎn)采措施。通過對轉(zhuǎn)采井儲層物性、壓裂改造情況、累計注水量、累計注采比、見水見效特征等因素的分析,研究各個因素對措施實施效果的影響。

        3.1 儲層物性

        Z230區(qū)塊轉(zhuǎn)采井平均油層厚度 20.7 m, 平均孔隙度11.4%,平均滲透率 0.65 mD(最小 0.22 mD,最大值 1.40 mD),平均含油飽和度55.8%,平均電阻率 57.2 Ω.m,平均聲波時差為 225.6 μs/m。儲層發(fā)育良好,含油性好,具有豐富的剩余油儲量分布。

        根據(jù)實施效果繪制了相關(guān)儲層參數(shù)與轉(zhuǎn)采后初產(chǎn)、平均日產(chǎn)的關(guān)系圖。見圖1。

        圖1 儲層物性與單井產(chǎn)能的關(guān)系

        從圖1中看來,儲層參數(shù)并不與轉(zhuǎn)采后效果成正相關(guān)或負(fù)相關(guān)關(guān)系,說明措施效果還受到其他因素的影響。油層厚度、孔隙度及含油飽和度是反映儲層儲量物質(zhì)基礎(chǔ)的重要參數(shù),是轉(zhuǎn)采后能否增油的先決條件。結(jié)合圖1(a)、圖1(d)、圖1(f),確定能保證初期日產(chǎn)油、平均日產(chǎn)油在 1.0 t 以上的儲層物性參數(shù)下限為油層厚度h≥19 m、孔隙度φ≥10.7%、含油飽和度So≥48%。從含油性和儲層滲透性來看,初期日產(chǎn)油、平均日產(chǎn)油在 1.0 t 以上的轉(zhuǎn)采井電阻主要分布在40~80 Ω·m 之間,聲波時差的下限△t≥223 μs/m,滲透率K≥0.2 mD。

        3.2 壓裂規(guī)模

        Z230區(qū)塊實施的轉(zhuǎn)采井通過復(fù)合射孔加爆燃投注,前期沒有進行壓裂改造。為了提高轉(zhuǎn)采后儲層的滲流能力,所有注水井在轉(zhuǎn)采前均實施壓裂改造措施,形成有效的滲流通道。轉(zhuǎn)采井平均改造油層厚度 20.7 m,平均單井加砂量為 73 m3,平均砂比是14.6%,平均單井入地液量 659 m3。

        根據(jù)實施效果繪制單位油層厚度下加砂量、入地液量和砂比、排量與初期日產(chǎn)、平均日產(chǎn)的關(guān)系圖(圖2)。由圖2可知,單位厚度的加砂量基本上在2.5~5.0 m3之間,改造規(guī)模至少保證單位油層厚度下加砂量≥2.5 m3/m;單位厚度的入地液量至少在 21 m3/m 以上。采用“低砂比、大排量”的效果明顯較好[6],結(jié)合實施效果,以10%~15%之間的低砂比以及大于5.5 m3/min的大排量能夠有效改造儲層條件,反之則效果較差(如G204-93)。

        圖2 壓裂規(guī)模與單井產(chǎn)能的關(guān)系

        3.3 累計注水量與累計注采比

        統(tǒng)計表明,2015年以來的注水井在轉(zhuǎn)采前都進行了長時間的注水,平均注水天數(shù)達(dá)到 1478 d,平均單井注水量達(dá)到 20097 m3,平均井組累計注采比3.86,具有一定的能量基礎(chǔ)。從實施效果來看,隨著累計注水量以及累計注采比的增加,相應(yīng)的排液期和見油周期開始延長,從10天延長至25天以上,其中G204-93仍未見油,但初期的日產(chǎn)液能力明顯提高,呈現(xiàn)出高液量、高含水的初期生產(chǎn)特征。

        通過繪制累計注水量、累計注采比與初期產(chǎn)能、含水的關(guān)系圖(圖3、圖4)。由圖3、圖4可以發(fā)現(xiàn)兩者之間存在一定的關(guān)系。隨著累計注水量的增加,初期日產(chǎn)油呈現(xiàn)出先增加后遞減的趨勢;當(dāng)注水量小于 20000 m3時,初期日產(chǎn)油隨著注水量的增加而增加;當(dāng)注水量大于 20000 m3時,初期日產(chǎn)油隨著注水量的增加而減少。初期含水則隨著累計注水量的增加一直增大,當(dāng)注水量大于 20000 m3時,含水上升的幅度逐漸減小直至穩(wěn)定在90%左右。隨著累計注采比的增加,轉(zhuǎn)采后初期日產(chǎn)油不斷減小,初期含水則不斷增大。

        圖3 累計注水量與初期產(chǎn)能、含水的關(guān)系 圖4 累計注采比與初期產(chǎn)能、含水的關(guān)系

        通過繪制累計注水量、累計注采比與半年后遞減的關(guān)系圖(圖5、圖6)。由圖5、圖6看出,隨著累計注水量的增加,半年后液量遞減率不斷減小;當(dāng)累計注水量大于 10000 m3時,半年后液量遞減率可以減小到40%以下,表明較高的累計注水量是注轉(zhuǎn)采井長期穩(wěn)產(chǎn)的必要條件。隨著累計注采比的增加,半年后液量和油量遞減率均呈現(xiàn)出下降的趨勢,較高的注采比表明井組內(nèi)剩余油儲量豐度大,油層未得到有效動用,實施注水井轉(zhuǎn)采措施后注水井井間滯留帶的原油能夠持續(xù)流入井筒內(nèi),遞減趨勢相應(yīng)減緩。

        圖5 累計注水量與半年后液、油遞減的關(guān)系 圖6 累計注采比與半年后液、油遞減的關(guān)系

        3.4 見水見效特征

        總結(jié)了Z230區(qū)塊所有注轉(zhuǎn)采井對應(yīng)采油井的見水見效特征:井組內(nèi)對應(yīng)油井平均初期單井產(chǎn)能為 8.81 t,投產(chǎn)一年后為 4.31 t,遞減率達(dá)到51.1%,對應(yīng)油井15口,具有注水見效特征3口,見水6口。結(jié)合措施效果評價,針對見水方向明確、注水敏感的注水井實施轉(zhuǎn)采措施效果較為明顯。

        4 結(jié)論及認(rèn)識

        1)致密油油藏由于儲層物性差,注采對應(yīng)關(guān)系難以有效建立。大規(guī)模的水平井體積壓裂改造方式雖然能夠提高油井初產(chǎn),但長期來看,注水不見效、遞減大、裂縫性含水上升、非均質(zhì)性矛盾突出等問題是制約致密油高效開發(fā)的瓶頸,因此探索裂縫性含水上升、注水敏感的注水井實施轉(zhuǎn)采措施是一種重要的嘗試。

        2)通過對歷年Z230區(qū)塊致密油注水井轉(zhuǎn)采措施效果的分析,認(rèn)為致密油措施效果的重要因素包括儲層物性、壓裂改造規(guī)模、累計注水量及注采比以及見水見效特征等。在儲層物性方面確定了各個參數(shù)的下限及參考范圍,下步優(yōu)選油層厚度h≥19 m、孔隙度φ≥10.7%、含油飽和度So≥48%,電阻在40~80 Ω·m 之間,聲波時差△t≥223 μs/m,滲透率K≥0.2 mD 的優(yōu)質(zhì)儲層。

        3)壓裂規(guī)模宜采用“低砂比、大排量”的改造方式,以10%~15%的低砂比以及大于 5.5 m3/min 的大排量能夠有效改造儲層條件,改造規(guī)模至少保證單位油層厚度下加砂量≥2.5 m3/m;單位厚度的入地液量至少在 21 m3/m 以上。

        4)保證注水井轉(zhuǎn)采后長期穩(wěn)產(chǎn)的重要條件是前期的累計注水量和累計注采比,但是,較大的累計注水量和注采比,會增大注水井轉(zhuǎn)采后初期的含水,排液期和見油周期相應(yīng)延長,不利于快速見效。結(jié)合前期的措施效果,注水井累計注水量控制在20000 m3左右,注采比控制在3.0左右為宜。

        5)通過分析井組內(nèi)油井見水見效特征可知,針對注水敏感的注水井轉(zhuǎn)采措施效果較好,同時應(yīng)避免對應(yīng)油井含水上升。

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