王 鵬,張佳磊,張建明,張生魁,趙艷鋒

長慶油田分公司第三采油廠,寧夏 銀川 750006

0 引言

1 同心雙管分注技術

W區(qū)長6油藏采用的同心雙管分注技術是在? 89 mm油管內插入? 48 mm油管,形成大小油管環(huán)空、小油管內腔2個注水通道,通過地面閘門在線調節(jié)水量,小管、大小管環(huán)空通過單獨的壓力表、水表系統(tǒng)分別控制,從而實現(xiàn)兩層地面分注[2-3],具體管柱結構如下。

其中? 48 mm內管單注下層,井口錄取的注入壓力,沿用橋式同心分注的叫法,稱為油壓;? 89 mm外管單注上層,井口錄取的注入壓力稱為套壓。

該技術解決了層間注水的問題,保證了兩層之間的有效分注,但目前無法有效測試吸水剖面,及時了解層內的吸水狀況。2019—2020年針對該區(qū)同心雙管分注區(qū)域層內和平面水驅矛盾突出、無有效監(jiān)控手段、水井治理措施無方向的問題,開展了分層的吸水指示曲線測試工作,通過建立兩表并強化應用到油藏、井組動態(tài)分析中指導注水調整工作,并對重點井進行定期測試對比分析,有效提高了油藏開發(fā)管控能力。

2 單層吸水指示曲線測試

目前同心雙管分注井雖然無法測試吸水剖面,但井口分注后為兩層分開注水,無層間及井下工具的影響,方便分層吸水指數(shù)曲線的測試和分析評價。

2.1 吸水指示曲線定義

吸水指示曲線表示注水井在穩(wěn)定流動條件下,注水壓力與注水量之間的關系。根據(jù)現(xiàn)場情況,確定采用升壓或降壓測試方法。根據(jù)注水動態(tài)、現(xiàn)場流程情況,確定測試的最高壓力點和最低壓力點,正常情況下為6～7個壓力點。根據(jù)測試井的注水情況,確定測試時的穩(wěn)定時間,一般每點為30 min,最后根據(jù)測試結果繪制成吸水指示曲線[5](以注水量為x軸,注入壓力為y軸),并求取吸水指數(shù)。吸水指數(shù)K值為擬合直線斜率的倒數(shù),表示地層吸水能力的好壞。

2.2 單層吸水指示曲線測試方法

在目前已實現(xiàn)水井管壓實時在線和遠程調配的條件下,人員在平臺上遠程測試,在平臺上直接讀取單層排量和壓力;測試完成后,繪制吸水指示曲線,同時形成 “一圖兩表”,即吸水指示曲線(見圖1),統(tǒng)計跟蹤表和測試跟蹤表,指導油田開發(fā)。

圖1 吸水指示曲線

基于同心雙管分注的結構,測試的吸水指示曲線均為單層,能有效反映單層的水驅狀況。

3 吸水指示曲線分類及效果評價

一般應用過程中分為3種情況:按吸水指示曲線類型評價、同井同層的吸水指示曲線連續(xù)對比和同井兩層的吸水指示曲線的對比應用。其中,同井同層的吸水指示曲線連續(xù)對比主要用于評價近期單層水驅變化情況,例如評價堵水調剖和微球調驅等措施后注入端注水壓力及水驅狀況變化,有效評價調剖調驅效果;而同井兩層的吸水指示曲線的對比應用主要用于判斷各層段啟動壓力及吸水能力差異,找出“實際”高滲透層,為選擇性堵水調剖選井選層提供依據(jù),同時為地面分注井的封隔器密封情況提供依據(jù)。

本文主要介紹單層吸水指示曲線類型評價,有學者雖然總結了低滲透油藏注水井7類吸水指示曲線特征[4],但僅是根據(jù)曲線形狀分類,在具體油藏開發(fā)過程中指導性不強。在吸水指示曲線理論的基礎上,對W區(qū)長6油藏測試的大量吸水指示曲線,結合該油藏的實際情況,根據(jù)啟動壓力、曲線形狀、吸水指數(shù)大小分成7類,提高可用性。結合地質因素和油水井動態(tài)反應,針對各類型存在的問題進行分析,并制定相應的治理手段,緩解水驅矛盾,提高水驅效率及注水有效性,降低油藏遞降和含水上升速度。

3.1 動態(tài)縫型

吸水指示曲線形態(tài)為下折型,啟動壓力低于12.5 MPa;曲線分為前后兩段,前一段吸水指數(shù)K值為30～100 m3/(d·MPa),高于拐點壓力后,曲線向右偏轉,該段吸水指數(shù)大于100 m3/(d·MPa)(見圖2)。

圖2 動態(tài)縫型吸水指示曲線

3.1.1 面臨的問題

注水壓力升高,高于拐點動態(tài)縫開啟壓力后,側向動態(tài)縫開啟,平面水驅呈均一化趨勢,動態(tài)縫型的占18.4%。

注入端:前期測試的井間示蹤劑監(jiān)測結果顯示,側向水驅波及突破300 m,平面水驅復雜,其兩層各向水驅均衡(見圖3)。

圖3 W區(qū)長6油藏井組平面水驅方向示意圖

采出端:91.4%的油井不同程度見水,各向平均含水均在45%左右,剩余油井主要呈現(xiàn)水線兩側條帶分布及以注水井為中心環(huán)狀分布,距離水淹井125 m富集。

3.1.2 治理手段及效果評價

針對此類特征的注水井,開展控壓注水。單井配注由26 m3/d下調至20 m3/d,注采比由2.43下降至1.93,注水強度由1.13 m3/(d·m)下降至0.88 m3/(d·m),油壓(下層)12.6 MPa下降至11.7 MPa,套壓(上層)12.5 MPa下降至11.5 MPa,注入壓力控制在拐點之下,有效避免了沿高滲帶開啟,注水突進。

調整注水政策后月度遞減率由0.99%下降至0.12%,月度含水上升幅度由0.63%下降至-0.4%,液量趨于穩(wěn)定,含水呈下降趨勢,有效緩解了遞減。

3.2 高滲型及裂縫型

高滲型曲線為直線型或者折線型,前一段吸水指數(shù)K值為100～200 m3/(d·MPa),啟動壓力低于12.5 MPa(見圖4)。裂縫型曲線為直線型或者折線型,前一段吸水指數(shù)K值大于200 m3/(d·MPa),啟動壓力低于12.5 MPa(見圖5)。

圖4 高滲型吸水指示曲線

圖5 裂縫型吸水指示曲線

3.2.1 面臨的問題

高滲帶及裂縫吸水,吸水厚度小,水驅動用程度低,水驅油效率低,存在無效注水循環(huán),油井過早見水;平面上,井組水驅優(yōu)勢方向上的油井液量上升、含水上升、側向井液量下降。

3.2.2 治理手段及效果評價

針對此類井實施控壓注水后,整體吸水指數(shù)降低189 m3/(d·MPa)下降至133 m3/(d·MPa),高滲帶及裂縫油閉合跡象,水驅狀況好轉的比例為76.6%,仍有23.4%的注水井吸水狀況較差,須開展堵水調剖措施治理。

實施堵水調剖井組,油壓由12.0 MPa上升至12.3 MPa,套壓由12.1 MPa上升至12.3 MPa;吸水指數(shù)由199.2 m3/(d·MPa)下降至130.8 m3/(d·MPa),優(yōu)勢通道得到有效封堵。堵水前后井組月度遞減率由1.1下降至-1.1%,月度含水上升幅度由0.33%下降至-0.39%,治理效果較好,措施有效率達90%。

3.3 高壓堵塞型

高壓堵塞型啟動壓力高于12.5 MPa,曲線為直線型或者折線型,前一段吸水指數(shù)變化范圍較大(見圖6)。

圖6 高壓堵塞型吸水指示曲線

3.3.1 面臨的問題

W區(qū)長6油藏注水井清水區(qū)油壓高于12.5 MPa的占8.7%,采出水區(qū)占33.3%,套壓高于12.5 MPa的占13.0%,采出水占33.3%。由于近井地帶或者井筒堵塞,注入端頻繁欠注,導致油井端持續(xù)低壓低產。

3.3.2 治理手段及效果評價

針對此類井實施降壓增注措施后,油壓由14.3 MPa下降至12.0 MPa,套壓由13.7 MPa下降至11.7 MPa,可對比井吸水指示曲線啟動壓力下降3.6 MPa;注水井欠注情況減少,油井壓力逐步回升,平均地層壓力上升1.5 MPa,為下一步開展治理提供了基礎。

3.4 深部堵塞型

高壓堵塞型啟動壓力低于12.5 MPa,曲線為直線型或者折線型,前一段吸水指數(shù)小于30 m3/(d·MPa) (見圖7)。

圖7 深部堵塞型吸水指示曲線

3.4.1 面臨的問題

這類井吸水指數(shù)偏小,表現(xiàn)為縱向上吸水砂體厚度小,平面上水驅波及面積窄,形成“線性吸水”特征。由于地層深部堵塞導致注水被束縛在固定的水洗段,剩余油難以有效驅替,形成無效注水循環(huán),注水利用率低。對應油井剩余油結果顯示層內水洗程度差異較大,高水洗厚度小,低水洗厚度大,對應油井普遍為低液量、中高含水,持續(xù)低產低效。

3.4.2 治理手段及效果評價

針對此類井實施微球深部調驅措施,通過微球的水化膨脹機理,進入地層深部后封堵過水通道[5-7],提高水驅波及體積,有效驅替剩余油。采取該措施后,油壓由12.0 MPa下降至12.2 MPa,套壓由12.1 MPa下降至12.2 MPa,吸水指數(shù)由26 m3/(d·MPa)上升至43 m3/(d·MPa);月度遞減率由1.6%下降至-0.2%,含水上升幅度由0.5%下降至-0.5%,井組綜合含水由85.0%下降至76.0%,降含水效果較好,同時由于減少無效注水循環(huán),井組壓力逐步回升。

3.5 物性變差型

物性變差型啟動壓力低于12.5 MPa,曲線為上折型,前一段吸水指數(shù)30～100 m3/(d·MPa),后一段吸水指示曲線向左偏,吸水指數(shù)小于30 m3/(d·MPa)(見圖8)。

圖8 物性變差型吸水指示曲線

物性變差型從目前測得的吸水指示曲線來看,占比僅2.2%,主要為油藏邊部注水井,砂體存在尖滅,連通性較差。受限于油層物性差,油井普遍不見效,呈現(xiàn)出低產、低效的特征。

3.6 正常型

正常型啟動壓力低于12.5 MPa,曲線為直線型或折線型,直線型吸水指數(shù)30～100 m3/(d·MPa);折線型前后兩端吸水指數(shù)均在30～100 m3/(d·MPa)(見圖9)。

圖9 正常型吸水指示曲線

正常型從目前該區(qū)同心雙管分注區(qū)域的動態(tài)來看,屬于比較正常的一類吸水指示曲線。油水兩端存在的問題較少,井組動態(tài)較為平穩(wěn)。針對此類型,后期要通過其他測試資料和井組動態(tài)綜合分析,查找問題,及時治理。

4 結束語

進入中高含水開發(fā)期,油藏矛盾由層間轉為層內,可通過吸水指示曲線判斷油層深部吸水能力的變化,更好地指導油田開發(fā),同時該方法操作簡單、經(jīng)濟效益好。

目前W區(qū)長6油藏同心雙管分注區(qū)域根據(jù)單層吸水指示曲線的啟動壓力、曲線形狀、吸水指數(shù)大小,分成7類的分類方法,在現(xiàn)階段的水驅治理評價上的實用性較強。針對不同類型開展相應的水井措施治理工作,均取得了較好的效果。

不同油藏之間差異性較大,吸水指示曲線的分類要根據(jù)各個油藏的實際情況劃分。

目前受限于所積累的相關知識有限以及所測試資料的質量問題,該油藏吸水指示曲線分類仍不完善,后期須結合吸水剖面、壓降曲線、動態(tài)響應等資料分析,逐步完善分類,更好地指導油藏開發(fā)。