邸士瑩，程時(shí)清，代 力，李旺東，繆立南，劉 琦

(1.中國(guó)石油大學(xué)(北京)，北京 102249；2.中國(guó)石油塔里木油田分公司，新疆 塔里木 843399；3.延長(zhǎng)油田股份有限公司，陜西 靖邊 718500；4.中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江 大慶 163458；5.中國(guó)石油吐哈油田分公司，新疆 哈密 839000)

0 引 言

致密油藏注水吞吐初期增油效果顯著，成為接替衰竭開采、補(bǔ)充地層能量的有效開發(fā)方式[1-2]，注水吞吐開發(fā)效果評(píng)價(jià)也逐漸備受重視，因此，確定評(píng)價(jià)指標(biāo)及評(píng)價(jià)方法至關(guān)重要。常規(guī)油藏注水吞吐的評(píng)價(jià)指標(biāo)和評(píng)價(jià)方法已經(jīng)比較完善；閔田才等[3]選取水驅(qū)油效率、水驅(qū)波及系數(shù)等指標(biāo)，采用實(shí)際資料與理論曲線對(duì)比的方法，較好地評(píng)價(jià)了開發(fā)效果；李斌等[4]、蘇彥春等[5]選取含水上升率等6項(xiàng)評(píng)價(jià)指標(biāo)，應(yīng)用于渤海海域27個(gè)油田或單元；繆飛飛等[6]、李芳玉等[7]、李承龍等[8]針對(duì)特低滲油藏水平井開發(fā)特點(diǎn)，引入注水見效周期、水平段產(chǎn)液率2個(gè)新的評(píng)價(jià)指標(biāo)，采用虛擬開發(fā)等方法，構(gòu)建了特低滲透油藏水平井綜合評(píng)價(jià)體系。張繼風(fēng)等[9]認(rèn)為模糊綜合評(píng)判法在理論和應(yīng)用上最為成熟。但上述評(píng)價(jià)指標(biāo)不適用于致密油藏水平井多周期注水吞吐效果評(píng)價(jià)。致密油藏受天然裂縫發(fā)育復(fù)雜、油藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)手段有限等諸多因素的限制[10-11]，水平井注水吞吐開發(fā)效果評(píng)價(jià)指標(biāo)和評(píng)價(jià)方法鮮有研究[12-20]，目前尚無成熟的指標(biāo)體系。因此，通過引入裂縫發(fā)育程度系數(shù)等參數(shù)，提出了10項(xiàng)評(píng)價(jià)指標(biāo)，運(yùn)用模糊數(shù)學(xué)法構(gòu)建了致密油藏水平井注水吞吐開發(fā)效果評(píng)價(jià)方法。

1 致密油藏注水吞吐效果評(píng)價(jià)指標(biāo)

某致密油藏M區(qū)塊是以火山灰沉積為主的凝灰?guī)r致密油藏，主要受二疊紀(jì)末期發(fā)育的古洼地與火山機(jī)構(gòu)控制。M區(qū)塊為構(gòu)造-巖性復(fù)合型油藏，油藏埋深為1 840～2 725 m，地層壓力系數(shù)為1.013，油藏地層溫度為65.3 ℃。天然裂縫發(fā)育，凝灰?guī)r整體為中性潤(rùn)濕/油濕，儲(chǔ)層平均孔隙度為17.71%，平均滲透率為0.063 mD。2015年開始采用水平井注水吞吐方式采油，截至2019年7月，注水吞吐達(dá)120井次，其中56口井已經(jīng)吞吐3～6個(gè)周期，條形井網(wǎng)分布，井距為200～400 m。分析該區(qū)塊的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，綜合考慮地質(zhì)特征、壓裂工藝和吞吐工作制度等多種因素，研究致密油藏水平井注水吞吐開發(fā)評(píng)價(jià)指標(biāo)。

1.1 縫網(wǎng)發(fā)育系數(shù)

致密儲(chǔ)層中天然微細(xì)裂縫不僅是原油的儲(chǔ)集空間，還是重要的原油滲流通道。天然裂縫的發(fā)育程度影響水平井產(chǎn)能，在相同壓裂參數(shù)情況下，天然裂縫越發(fā)育，水平井產(chǎn)能越高。壓裂返排初期，僅返排出靠近井筒的壓裂縫中的壓裂液，天然微細(xì)裂縫中的壓裂液幾乎不能排出。隨著返排時(shí)間的延長(zhǎng)，部分天然微細(xì)裂縫的壓裂液被返排出來。返排的總壓裂液減去進(jìn)入壓裂裂縫中的壓裂液，即為從天然裂縫返排的壓裂液。壓裂液滯留量與壓裂縫和天然微細(xì)裂縫組成的縫網(wǎng)體積密切相關(guān)，反映了縫網(wǎng)發(fā)育程度。

在壓裂過程中，過高的延伸壓力使壓裂液從壓裂裂縫進(jìn)入周圍的天然裂縫中，地層吸液能力增加，天然微細(xì)裂縫不斷向前擴(kuò)展及溝通。由圖1可知，裂縫相互溝通形成的縫網(wǎng)越復(fù)雜，裂縫導(dǎo)流能力越強(qiáng)，水平井的產(chǎn)量隨之增加；加砂量越大，壓裂裂縫越長(zhǎng)，越容易溝通天然裂縫，壓裂水平井產(chǎn)量增幅越大。

圖1 3類儲(chǔ)層縫網(wǎng)發(fā)育程度示意圖Fig.1 The schematic diagram of the development degree of the fracture network of the three types of reservoirs

為了量化裂縫的發(fā)育程度，引入縫網(wǎng)發(fā)育系數(shù)，考慮壓裂返排率和壓裂后產(chǎn)量增加倍數(shù)，依據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際經(jīng)驗(yàn)可得每個(gè)參數(shù)各占50%權(quán)重。文中提出的縫網(wǎng)發(fā)育系數(shù)表達(dá)式為：

(1)

式中：Fn為縫網(wǎng)發(fā)育系數(shù)；Rfb為返排率，%；a為歸一化系數(shù)，當(dāng)取最大返排率值時(shí)(30%～40%)a為0，取最小返排率時(shí)a為1；Qr為壓裂前累計(jì)產(chǎn)油量，m3；Qe為加砂量預(yù)估產(chǎn)量，m3。

壓裂主裂縫、次生裂縫和與壓裂縫溝通的天然微細(xì)裂縫組成了復(fù)雜裂縫網(wǎng)，用SRV區(qū)表征裂縫發(fā)育區(qū)域，USRV區(qū)表征裂縫不發(fā)育區(qū)域，將儲(chǔ)層分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類(圖1)。壓裂初期，水平井動(dòng)用區(qū)域主要是拉鏈?zhǔn)綁毫蚜芽p、次生裂縫，天然裂縫處于原始狀態(tài)；此時(shí)水平井動(dòng)用區(qū)域是USRV區(qū)，F(xiàn)n<0.33，屬于Ⅲ類儲(chǔ)層(圖1)。隨著壓裂液的注入，井底壓力增加，天然裂縫擴(kuò)展，導(dǎo)流能力增大，地層吸液能力增加，此時(shí)0.330.60，水平井動(dòng)用區(qū)域均為SRV區(qū)，屬于I類儲(chǔ)層(圖1)。

根據(jù)式(1)計(jì)算M區(qū)塊56口井縫網(wǎng)發(fā)育系數(shù)，其中31口井平均縫網(wǎng)發(fā)育系數(shù)為0.69，屬于Ⅰ類儲(chǔ)層，前3 a平均單井累計(jì)產(chǎn)油量為8 546.12 m3；16口井平均縫網(wǎng)發(fā)育系數(shù)為0.53，屬于Ⅱ類儲(chǔ)層，前3 a平均單井累計(jì)產(chǎn)油量為4 431.92 m3；9口井平均縫網(wǎng)發(fā)育系數(shù)為0.32，屬于Ⅲ類儲(chǔ)層，前3 a平均單井累計(jì)產(chǎn)油量為2 774.05 m3(表1)。

表1 3類儲(chǔ)層縫網(wǎng)特征Table 1 The fracture network characteristics of three types of reservoirs

由表1可知，近井地帶天然裂縫發(fā)育良好，天然裂縫與人工縫、誘發(fā)的次生裂縫相互連通形成縫網(wǎng)，裂縫導(dǎo)流能力高。因此，Ⅰ類儲(chǔ)層油井累計(jì)產(chǎn)油量高；Ⅲ類儲(chǔ)層天然裂縫發(fā)育較差，儲(chǔ)層導(dǎo)流能力差，油井累計(jì)產(chǎn)油量低。

1.2 壓裂液凈入地量

天然裂縫或微細(xì)裂縫擴(kuò)展后，注入的壓裂液進(jìn)入這些裂縫，并進(jìn)入基質(zhì)孔隙置換原油，分析壓裂液凈入地量有助于分析注入地下體積，優(yōu)化壓裂工藝。巖心實(shí)驗(yàn)表明，壓裂液可以改善潤(rùn)濕性，有利于發(fā)揮滲吸作用，提高注水吞吐效果。由于儲(chǔ)層中豐富的黏土礦物遇水膨脹，導(dǎo)致壓裂液被大量吸入。如果裂縫和基質(zhì)間的壓差足夠大，壓裂液進(jìn)入到基質(zhì)中，此時(shí)基質(zhì)中的流體包括原始流體和注入的壓裂液。

因此，壓裂液凈入地量作為致密油藏開發(fā)效果重要評(píng)價(jià)指標(biāo)，不容忽視。定義壓裂液凈注入地下體積公式為：

Vnet=Vwin+Vfrc-Vo/Bo-Vw

(2)

式中：Vwin為注入水體積，m3；Vfrc為進(jìn)入地層壓裂液體積，m3；Vo為地面原油體積，m3；Bo為原油體積系數(shù)，m3/m3；Vw為采出水體積，m3；Vnet為凈注入地下體積，m3。

根據(jù)式(2)計(jì)算M區(qū)塊51口井壓裂液凈入地量，其中23口井壓裂液凈入地量大于1.0×104m3，前3 a平均單井累計(jì)產(chǎn)油量為8 662.7 m3，產(chǎn)量高，劃分為Ⅰ類；15口井壓裂液凈入地量為0.50×104～1.00×104m3，前3 a平均單井累計(jì)產(chǎn)油量為4 581.20 m3，產(chǎn)量較高，劃分為II類；13口井壓裂液凈入地量小于0.50×104m3，前3 a平均單井累計(jì)產(chǎn)油量為2 754.05 m3，產(chǎn)量低，劃分為Ⅲ類。

1.3 注水吞吐有效注水率

影響致密油藏注水吞吐開發(fā)效果因素較多，其中吞吐期間注水量影響較大。大量特低滲透和致密油藏開發(fā)實(shí)踐表明存在大量無效注水，注入水并沒有完全轉(zhuǎn)化為驅(qū)替能量。采用物質(zhì)平衡方法計(jì)算有效注水量。

注水吞吐有效注水率是指吞吐期間有效累計(jì)注水量與實(shí)際累計(jì)注水量的比值，下面采用物質(zhì)平衡方法計(jì)算有效注水率。

(3)

式中：Ir為注水吞吐有效注水率，%；Wia為實(shí)際累計(jì)注水量，m3；N為原始石油地質(zhì)儲(chǔ)量，m3；Np為累計(jì)產(chǎn)油量，m3；Wf為壓裂液注入量，m3；Wp為累計(jì)產(chǎn)水量，m3；Bo為地層原油體積系數(shù)，m3/m3；Boi為原油原始體積系數(shù)，m3/m3；Bw為地層水體積系數(shù)，m3/m3；CB為綜合壓縮系數(shù)，MPa-1；Δp為截至目前的油藏平均壓降，MPa。

將實(shí)測(cè)的平均地層壓力、累計(jì)產(chǎn)油量、累計(jì)產(chǎn)水量、油水的體積系數(shù)、當(dāng)前實(shí)測(cè)地層壓力和原始地層壓力代入物質(zhì)平衡方程中，通過式(3)計(jì)算出有效注水量。注水吞吐有效注水率是指吞吐期間有效注水量與實(shí)際注水量的比值。

根據(jù)式(3)計(jì)算M區(qū)塊56口井注水吞吐有效注水率。有效注水率大于60.0%有18口井，平均單井年產(chǎn)油量為2 861.11 m3/a，產(chǎn)量高，劃分為Ⅰ類；有效注水率為40.0%～60.0%有22口井，平均單井年產(chǎn)油量為1 527.06 m3/a，產(chǎn)量較高，劃分為Ⅱ類；有效注水率小于40.0%有16口井，平均單井年產(chǎn)油量為928.18 m3/a，產(chǎn)量低，劃分為Ⅲ類。M區(qū)塊2017年7月至2018年9月有效注水率保持在50%左右，2019年吞吐液量顯著升高，但注水吞吐有效注水率降至40.5%，表明無效注水增加(表2)。

表2 M區(qū)塊注水吞吐有效注水率Table 2 The effective water injection rate of water-flood stimulation in Block M

1.4 注水吞吐油水置換率

致密油藏注入水將原油從基質(zhì)和裂縫中置換出來，同時(shí)恢復(fù)地層壓力，補(bǔ)充地層能量。注水階段，注入水沿裂縫進(jìn)入低滲透儲(chǔ)層，由于基質(zhì)系統(tǒng)滲透率極低，基質(zhì)系統(tǒng)與裂縫系統(tǒng)的滲透率存在較大的差別，注入水先流入裂縫并向前推進(jìn)。裂縫中的水在滲吸作用下由天然裂縫進(jìn)入基質(zhì)中(圖2a)。悶井階段，注入水不斷滲吸侵入基質(zhì)，裂縫壓力逐漸降低。在壓力梯度和毛管力的共同影響下，將其中的剩余油驅(qū)替到裂縫中(圖2b)。采油階段，水平井底附近天然裂縫中原油流向壓裂裂縫，進(jìn)而流入井筒，裂縫系統(tǒng)中的壓力繼續(xù)下降，基質(zhì)中的剩余油持續(xù)從天然裂縫流向壓裂裂縫(圖2c)。

圖2 注水吞吐過程示意圖Fig.2 The schematic diagram of water-flood stimulation process

為了評(píng)估注水吞吐置換能力，引入注水吞吐油水置換率的概念，定義注水吞吐油水置換率為單井累計(jì)增油量與累計(jì)注水量的比值，其計(jì)算公式為：

F=No/Ei

(4)

式中：F為注水吞吐置換率，%；No為單井累計(jì)增油量，m3；Ei為單井累計(jì)注水量，m3。

根據(jù)式(4)計(jì)算M區(qū)塊56口井注水吞吐油水置換率。其中22口井注水吞吐油水置換率大于5%，吞吐置換出原油4 489.03 m3，產(chǎn)量高，劃分為Ⅰ類；20口井注水吞吐油水置換率為2%～5%，吞吐置換出原油3 285.00 m3，產(chǎn)量較高，劃分為Ⅱ類；14口井注水吞吐油水置換率小于2%，吞吐置換出原油2 759.35 m3，產(chǎn)量低，劃分為Ⅲ類。

1.5 吞吐周期產(chǎn)量遞減率

分析M區(qū)塊1～4周期吞吐月產(chǎn)液及含水?dāng)?shù)據(jù)(圖3)，發(fā)現(xiàn)多周期吞吐后增油效果變差，特別是第4周期吞吐單井月產(chǎn)油小于100 m3/月，吞吐效果逐漸變差。

圖3 典型井注水吞吐井開采曲線Fig.3 The production curve of typical well with water-flood stimulation

吞吐周期產(chǎn)量遞減對(duì)致密油多周期注水吞吐效果影響較大，目前沒有可供參考的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。引入吞吐周期產(chǎn)量遞減率的概念：

Dj=(Qj-Qj+1)/Qj

(5)

式中：Dj為注水吞吐周期產(chǎn)量遞減率，%；Qj為注水吞吐第j周期產(chǎn)油量，m3；Qj+1為注水吞吐第j+1周期產(chǎn)油量，m3。

根據(jù)式(5)計(jì)算M區(qū)塊56口井吞吐周期產(chǎn)量遞減率。其中20口井吞吐周期產(chǎn)量遞減率小于30%，劃分為Ⅰ類；24口井吞吐周期產(chǎn)量遞減率為30%～45%，劃分為Ⅱ類；12口井吞吐周期產(chǎn)量遞減率大于45%，劃分為Ⅲ類。

1.6 注水吞吐評(píng)價(jià)指標(biāo)及分類界限

在縫網(wǎng)發(fā)育系數(shù)、壓裂液凈入地量、注水吞吐有效注水率、注水吞吐油水置換率、吞吐周期遞減率5項(xiàng)指標(biāo)基礎(chǔ)上，同時(shí)考慮地層能量保持程度、采油速度、含水率、存水率、水平井單段加砂強(qiáng)度5項(xiàng)常規(guī)評(píng)價(jià)指標(biāo)，建立致密油藏水平井注水吞吐開發(fā)效果評(píng)價(jià)10項(xiàng)評(píng)價(jià)指標(biāo)，并確定取值界限(表3)。

表3 注水吞吐開發(fā)效果評(píng)價(jià)指標(biāo)及分類取值界限Table 3 The evaluation index and classification value limit of development effect by water-flood stimulation

2 注水吞吐效果評(píng)價(jià)方法

影響致密油產(chǎn)量的因素眾多，九標(biāo)度法考慮了諸多因素，因此，應(yīng)用九標(biāo)度法建立權(quán)重集和模糊判斷矩陣，將指標(biāo)因素集轉(zhuǎn)化到分類集，進(jìn)行模糊計(jì)算與類型識(shí)別，將評(píng)價(jià)結(jié)果定量化，綜合評(píng)判注水吞吐開發(fā)效果。

2.1 九標(biāo)度法評(píng)價(jià)方法的原理

權(quán)重實(shí)質(zhì)是因素對(duì)“重要性”的隸屬度，單因素權(quán)重的大小將對(duì)評(píng)價(jià)結(jié)果產(chǎn)生直接的影響。根據(jù)前文選取的10項(xiàng)評(píng)價(jià)指標(biāo)，采用九標(biāo)度法對(duì)全部因素兩兩對(duì)比，并建立因素權(quán)重集，表示為：

U={u1，u2，…，um}

(6)

式中：U為評(píng)價(jià)指標(biāo)的集合；um為評(píng)價(jià)對(duì)象；m為評(píng)價(jià)指標(biāo)個(gè)數(shù)。

評(píng)語集是對(duì)被評(píng)價(jià)對(duì)象的各個(gè)評(píng)價(jià)結(jié)果的集合，表示為：

V={v1，v2，…，vn}

(7)

式中：V為評(píng)語集，即評(píng)價(jià)結(jié)果集合；vn為評(píng)語；n為評(píng)價(jià)結(jié)果的級(jí)數(shù)。

建立模糊矩陣R，對(duì)被評(píng)價(jià)對(duì)象的每個(gè)因素um進(jìn)行量化，即確定單因素對(duì)各等級(jí)模糊子集的隸屬度，進(jìn)而得到模糊關(guān)系矩陣為：

(8)

式中：R為模糊矩陣；Rm為矩陣中的元素；rmn為單因素評(píng)價(jià)矩陣，可以看作是因素集U和評(píng)價(jià)集V之間的一種模糊關(guān)系，即影響因素和評(píng)價(jià)對(duì)象之間的“合理關(guān)系”。

因素集上各因素評(píng)價(jià)結(jié)果為如下：

(9)

式中：Y為開發(fā)判度，通過與評(píng)判標(biāo)準(zhǔn)比較，判斷開發(fā)效果。

采用以上開發(fā)效果評(píng)價(jià)方法，能夠評(píng)價(jià)致密油注水吞吐開發(fā)效果。

2.2 實(shí)例分析

利用上文建立的評(píng)價(jià)方法評(píng)價(jià)M區(qū)塊水平井注水吞吐效果。結(jié)合同類致密油藏注水吞吐實(shí)踐，確定了注水吞吐開發(fā)效果評(píng)判分級(jí)界限(表4)。

表4 注水吞吐效果評(píng)判分級(jí)界限Table 4 The classification limits for water-flood stimulation effect evaluation

根據(jù)式(6)～(9)計(jì)算M區(qū)塊開發(fā)判度Y為0.64，屬于Ⅱ類，表明該區(qū)塊注水吞吐開發(fā)效果較好。評(píng)價(jià)M區(qū)塊51口井，開發(fā)效果可知，Ⅰ類井比例達(dá)到45.1%，II類井比例占25.5%，Ⅲ類井比例占29.4%，總體開發(fā)效果好。將評(píng)價(jià)結(jié)果與實(shí)際產(chǎn)量評(píng)價(jià)結(jié)果做誤差分析，實(shí)際產(chǎn)量評(píng)價(jià)開發(fā)效果Ⅰ類井比例達(dá)到38.8%，Ⅱ類井比例占36.5%，Ⅲ類井比例占24.7%。2種評(píng)價(jià)結(jié)果的符合程度達(dá)86.21%，證明該評(píng)價(jià)體系可以輔助評(píng)價(jià)開發(fā)效果，能夠正確評(píng)價(jià)M區(qū)塊注水吞吐開發(fā)效果。

3 結(jié) 論

(1)基于壓裂液返排率和壓裂增產(chǎn)倍數(shù)，提出了縫網(wǎng)發(fā)育系數(shù)計(jì)算方法，定量表征致密儲(chǔ)層天然裂縫與壓裂裂縫形成的復(fù)雜縫網(wǎng)發(fā)育程度。

(2)綜合考慮地質(zhì)特征、壓裂工藝、注水吞吐制度，建立了縫網(wǎng)發(fā)育系數(shù)、壓裂液凈入地量、吞吐有效注水率、吞吐油水置換率、吞吐周期產(chǎn)量遞減率、地層能量保持程度、采油速度、含水率、存水率、水平井單段加砂強(qiáng)度10項(xiàng)評(píng)價(jià)指標(biāo)及分類評(píng)價(jià)取值界限。

(3)運(yùn)用九標(biāo)度法對(duì)全部因素兩兩對(duì)比，構(gòu)建模糊判斷矩陣，模糊計(jì)算與類型識(shí)別，建立注水吞吐開發(fā)效果定量化評(píng)價(jià)方法。M區(qū)塊51口井注水吞吐效果評(píng)價(jià)結(jié)果，Ⅰ類井比例達(dá)到45.1%。符合率為86.21%，表明文中方法能夠正確評(píng)價(jià)致密油水平井注水吞吐開發(fā)效果。