紅河油田長8超低滲油藏水平井注水開發(fā)試驗效果評價

吳錦偉，周思賓，張本艷，尹　超

(中國石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州 450006)

紅河油田長8超低滲油藏水平井注水開發(fā)試驗效果評價

吳錦偉，周思賓，張本艷，尹超

(中國石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州 450006)

摘要：紅河油田長8超低滲油藏先期利用水平井分段壓裂技術(shù)進行天然能量開發(fā)，存在遞減快、采收率低的突出問題。為明確合理的開發(fā)技術(shù)政策，對注水開發(fā)試驗區(qū)的井網(wǎng)井距、注采參數(shù)等進行跟蹤評價，采用理論計算、相似油藏類比和礦場試驗相結(jié)合的方法，重點就避免快速水竄、確保有效注水開展研究，明確了現(xiàn)有井網(wǎng)井距及油藏工程參數(shù)進一步優(yōu)化的原則：①平注平采優(yōu)于直注平采；②注采井距一般應(yīng)大于700 m；③宜采用溫和注水，單井注水壓力應(yīng)小于15 MPa，單井日注水量應(yīng)控制在15～20 m3。基于研究成果，在紅河油田長8油藏采用抽稀井網(wǎng)、適當(dāng)擴大現(xiàn)有井距的方式，對其它的6個井組提出了油藏工程參數(shù)優(yōu)化建議。

關(guān)鍵詞：紅河油田；長8儲層；超低滲油藏；水平井注水

紅河油田位于鄂爾多斯盆地西南角，三疊系延長組長8儲層是該區(qū)塊的主要含油層系，有利沉積微相為三角洲前緣水下分流河道、河口壩。構(gòu)造上位于天環(huán)向斜南端，總體上呈東南高、西北低的構(gòu)造趨勢，局部發(fā)育小型鼻狀隆起[1]；受盆地邊緣多期構(gòu)造運動的影響，區(qū)內(nèi)發(fā)育多組北東向、北西向斷層，與局部天然裂縫較發(fā)育有一定關(guān)系。

長8儲層巖性以細粒巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖為主，基質(zhì)儲層平均孔隙度10.5%，平均滲透率0.35×10-3μm2。部分井鉆遇天然裂縫，巖心呈中等、輕微破碎，裂縫延伸方向以NE向為主。長8儲層物性對含油性控制較明顯，為典型的超低滲裂縫性致密巖性油藏(K<1×10-3μm2)[2]。

與直井相比(直井初產(chǎn)油1.5～2t/d)，利用水平井分段壓裂技術(shù)，大幅提高了單井初產(chǎn)(水平井初產(chǎn)油8～10t/d)。由于長8地層壓力系數(shù)低(0.6～0.8)，初期年遞減大于45%，依靠水平井彈性能量開發(fā)采收率低(1%～2%)，經(jīng)濟效益差。為進一步落實有效開發(fā)方式及合理技術(shù)政策，優(yōu)選紅河油田中部進行水平井注水開發(fā)先導(dǎo)試驗，分別開展了直注平采(直井注水、水平井采油)和平注平采(水平井注水、采油)試驗。

1注水開發(fā)的可行性和必要性

針對超低滲致密油藏的注水開發(fā)，國內(nèi)較成功的是長慶西峰、鎮(zhèn)北以及安塞等油田[3-5]，這些區(qū)塊更靠近鄂爾多斯盆地中心，烴源巖品質(zhì)和厚度、主力油層的物性和含油性均要好于紅河長8油藏。另外，天然裂縫相對欠發(fā)育也是注水開發(fā)成功的優(yōu)勢之一。如安塞油田的王窯區(qū)東部、坪橋區(qū)、候市區(qū)東部局部也發(fā)育天然裂縫，容易造成裂縫線上油井快速水淹，影響了注水開發(fā)效果[6]。

1.1可行性

超低滲油田注水開發(fā)獲得成功，主要與儲層的水敏感性、潤濕性、天然裂縫發(fā)育程度以及儲層的吸水能力等密切相關(guān)。

紅河油田長8儲層黏土礦物以綠泥石(平均35.3%)、高嶺石(平均26.5%)、伊利石(平均20%)和伊蒙間層(平均18.1%)為主，總體呈弱水敏[7]。同時根據(jù)油水相滲實驗結(jié)果可知，長8儲層平均束縛水飽和度33.0%，等滲點含水飽和度53.3%，儲層潤濕性為弱親水性。

天然裂縫是注水開發(fā)中容易發(fā)生水竄、造成油井快速水淹的不利因素。長8儲層以孔隙型儲層為主，局部發(fā)育有天然裂縫。結(jié)合已有注水井的吸水能力測試結(jié)果：Ⅰ類儲層(滲透率>0.46×10-3μm2)吸水能力最好；Ⅱ類儲層(滲透率>0.3×10-3μm2)吸水能力中等；Ⅲ類儲層(滲透率<0.3×10-3μm2)吸水能力較差。總體上看，長8油藏中的Ⅰ、Ⅱ類儲層適合進行注水開發(fā)。

1.2必要性

水平井雖然大幅提高了單井初產(chǎn)，但后期地層能量嚴重不足。通過調(diào)研其它油田在注水補充地層能量方面獲得的成功經(jīng)驗，目前大多采用直井超前注水開發(fā)，或者直注平采。利用水平井進行規(guī)模注水開發(fā)大多處于數(shù)值模擬階段。美國俄克拉荷馬州Glenn油田開展了類似的試驗項目[8]，而采用滯后注水且礦場試驗成功的實例目前鮮有報道。針對紅河油田長8油藏開發(fā)現(xiàn)狀，在現(xiàn)有井網(wǎng)基礎(chǔ)上開展針對水平井的注水開發(fā)試驗意義重大。

2水平井注水開發(fā)特征

紅河油田長8油藏初期以彈性能量開發(fā)為主，水平井平均井距為350m左右。目前注水試驗是在現(xiàn)有井網(wǎng)上進行優(yōu)化，且均為滯后注水。當(dāng)前實際形成的注采井網(wǎng)有直注平采、平注平采兩大類，每一類根據(jù)注水井與采油井的所處的相對位置，又可分為兩小類。其中井網(wǎng)a為水平井段內(nèi)注水，井網(wǎng)b為水平井端點注水；井網(wǎng)c為水平井平行井網(wǎng)，井網(wǎng)d為水平井交錯井網(wǎng)(圖1)。

2.1直注平采

2.1.1段內(nèi)注水

H37P26井組為該井區(qū)最先實施的直注平采段內(nèi)注水試驗(圖2a)，注采方式為“4注3采”，屬于井網(wǎng)a型，開發(fā)層位為長812小層。實鉆長812砂體厚度15.2m，儲層滲透率(0.30～0.51)×10-3μm2，以Ⅰ、Ⅱ類儲層為主，平均井距為450m。該井組于2014年初開始注水，當(dāng)時3口水平井已生產(chǎn)超過1年時間，屬于滯后注水。由于天然裂縫局部發(fā)育，加上水平井人工壓裂縫，H105-29、H105-44、H105-45井初期日注水量9～12m3，注水壓力10～13MPa，導(dǎo)致H37P26井于2014年6月含水上升、氯根下降，表現(xiàn)為水竄，后3口井經(jīng)停注、間歇注水，H37P26井含水得到控制；而H105-43井一直正常注水，日注水量保持在4～6m3，H37P26井見效明顯。

圖1　紅河油田長8油藏注采井網(wǎng)形式

另外2口水平井中，H37P27井初期含水也上升，表現(xiàn)為水竄，后期產(chǎn)量、動液面緩慢下降，注水見效不明顯；H37P24井一直保持低液量，暫未見效。對比分析認為：①天然裂縫發(fā)育時，直注平采井距偏小，易發(fā)生水竄；②為防止水竄應(yīng)采用溫和注水，段內(nèi)注水時直井日注水量宜控制在5m3左右，注水壓力宜控制在10MPa以下。

2.1.2端點注水

Z23井組為典型的端點注水井組(圖2b)，注采方式為“1注4采”，屬于井組b型。實鉆長812砂體厚度13m，儲層滲透率(0.20～0.37)×10-3μm2，以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主，局部天然裂縫發(fā)育。該井組中Z23井初期日注水量18～27m3，注水壓力13.0～14.1MPa，注水4個月后，距Z23井730m的H37P68井明顯見效：產(chǎn)液、產(chǎn)油均明顯上升，含水下降，之后適當(dāng)降低日注水量，保持在15m3左右。井組中另外3口井，H37P65產(chǎn)量略有上升，主要是含水上升較快；H37P66、H37P67井與注水井井距較近(<300m)，均發(fā)生暴性水淹。對比分析認為：①注采井距>700m，見效機率大；②端點注水時直井日注水量宜控制在10～15m3，注水壓力宜控制在15MPa以下。

圖2　p7P26井組、Z23井組、p7P12井組平面圖

2.2平注平采

H37P12井組為該井區(qū)的一個直注平采井組(圖2c)，注采方式為“1注3采”，包含了井組c型和d型。實鉆長812砂體厚度14.2m，儲層滲透率為(0.31～0.49)×10-3μm2，以Ⅰ、Ⅱ類儲層為主，H37P12井與H37P39、H37P13井距分別為475m、362m，A端與H37P14井A端距離為97m。該井組中H37P12井于2014年初開始注水，初期日注水量10m3左右，注水壓力11～12.7MPa。注水后位于南部的H37P14井很快就見到效果：產(chǎn)液、產(chǎn)油量明顯上升，含水下降，動液面和氯根均無明顯變化。而位于側(cè)向上的H37P39井、H37P13井由于井距過小，且水平井均已壓裂，注采井之間縫網(wǎng)系統(tǒng)復(fù)雜，導(dǎo)致2口井均被水淹。分析對比認為：①平注平采中，交錯排狀井網(wǎng)(井網(wǎng)d型)優(yōu)于平行排狀(井網(wǎng)c型)；②平行排狀井網(wǎng)的井距小于700m時，發(fā)生水竄機率大；③水平井采用溫和注水(日注水量控制在10～15m3、注水壓力控制在11～13MPa)時，采油井見效明顯。

3井網(wǎng)井距

3.1井網(wǎng)形式

研究資料表明，針對低滲透油藏注水開發(fā)的井網(wǎng)井距優(yōu)化，國內(nèi)外開展了大量的數(shù)值模擬研究，比較有代表性的是美國奧斯汀白堊巖裂縫型低滲透油藏，該項研究對直注平采、平注平采的4種典型井網(wǎng)均開展了數(shù)值模擬分析與對比(表1)。

表1　不同注采井網(wǎng)10年末開發(fā)指標(biāo)預(yù)測

取數(shù)值模擬中水平井段長600m結(jié)果與紅河油田長8油藏進行對比，結(jié)果表明：①平注平采的注水波及系數(shù)(78%～79%)明顯高于直注平采(12%～71%)；②平注平采(24%～25%)采出程度高于直注平采(3.3%～21%)。

從長8油藏實際已開展的直注平采、平注平采試驗效果來看，兩類注采方式均能見效，但直井注水極易發(fā)生水竄(其中H37P26井組的4口注水直井已有3口發(fā)生水竄)，油井見效期短(直注平采小于3個月，平注平采最長達5個月)，平注平采總體上優(yōu)于直注平采。

3.2井距

3.2.1水平井壓裂后的極限注采井距

通過人工壓裂縫監(jiān)測，紅河油田長8水平井平均壓裂半縫長120m左右。綜合考慮注水井井口壓力、油井的液面高度、原油最小啟動壓力梯度、壓裂半縫長等因素，當(dāng)天然裂縫不發(fā)育時，極限注采井距為352m；當(dāng)天然裂縫發(fā)育時，注采井距的優(yōu)化變得較為復(fù)雜。紅河油田長8水平井互相壓竄的井距主要集中在400～500m，而當(dāng)井距大于700m時，互相之間沒有壓竄，為較合理的注采井距。

3.2.2單井控制儲量法

根據(jù)單井經(jīng)濟極限累積產(chǎn)量和預(yù)測的采收率水平，確定不同開發(fā)方式下的單井極限控制儲量，然后根據(jù)不同類型儲層的儲量豐度，測算不同儲量豐度下的極限開發(fā)井距[9]。計算結(jié)果表明，當(dāng)原油價格為80美元/桶時，水平井段長按850m計算，極限井距需要大于700m。

3.3礦場試驗結(jié)果

礦場試驗井組中相鄰水平井均有不同程度的見水特征，其中注水井H37P12井與采油井H37P39井和H37P13井距分別為475m、362m，井距過小(<700m)，且水平井均已壓裂，注采井之間縫網(wǎng)系統(tǒng)復(fù)雜，導(dǎo)致2口井均被水淹。

因此在井距優(yōu)化上，建議在現(xiàn)有實際井距(平均382m)基礎(chǔ)上，采用抽稀部分井轉(zhuǎn)為注水井，擴大合理注采井距至700m以上。

4注水參數(shù)優(yōu)化

4.1地層能量保持水平

長慶西峰、鎮(zhèn)北、安塞等油田超前注水開發(fā)的經(jīng)驗表明，地層壓力保持水平在110%左右時采油井進行投產(chǎn)，開發(fā)效果最好[10]。而對于紅河油田長8油藏來說,根據(jù)鄂爾多斯盆地油田開發(fā)經(jīng)驗，若要滿足油井正常生產(chǎn)，地層能量應(yīng)保持在原始地層壓力水平的85%以上[11]。同時根據(jù)長8儲層應(yīng)力敏感分析，當(dāng)?shù)貙訅毫χ鸩綔p小時，隨著上覆巖層壓力與地層壓力之間的壓力差ΔP不斷增大，儲層滲透率明顯降低。巖心實驗結(jié)果表明，當(dāng)ΔP達到15MPa時，裂縫完全閉合，導(dǎo)流能力明顯下降，因此應(yīng)及時進行注水以補充紅河油田長8油藏的能量。

4.2合理井底流壓及生產(chǎn)壓差

由國內(nèi)外低滲透油藏的開發(fā)經(jīng)驗可知，一般生產(chǎn)井最低流動壓力為飽和壓力的50%，但是不能低于飽和壓力的2/3，否則就會使得生產(chǎn)井脫氣半徑增大，導(dǎo)致油層滲透能力明顯降低[12]。紅河油田長8油藏飽和壓力6.5MPa，合理井底流壓應(yīng)大于4.3MPa。

同時由于低滲透油田油井采油指數(shù)小，油井見水后采液指數(shù)又大幅度下降，要保持一定的產(chǎn)能，必須要保持較大的生產(chǎn)壓差。IPR曲線顯示，當(dāng)含水率在70%～90%時，合理流壓為5.0～10.5MPa。長8油田目前地層壓力16.8MPa，合理的生產(chǎn)壓差為6.3～11.8MPa。

4.3注水壓力及合理配注

注水壓力主要受地層破裂壓力的限制，根據(jù)開發(fā)經(jīng)驗，一般不能大于破裂壓力的80%～90%[13]，長8地層破裂壓力為40MPa左右，最大井底注水壓力為34MPa。同時考慮水嘴壓力損失、井筒摩擦阻力、靜水柱壓力等，紅河油田長8注水井井口最大注水壓力為15MPa。例如在H37P12平注平采井組中，H37P12井穩(wěn)定注水時，平均日注水量10.2m3，平均注入壓力11.9MPa；當(dāng)注入壓力大于15MPa，日注水量大于20m3時，相鄰的采油井H37P13井含水迅速上升至90%以上，發(fā)生暴性水淹。

在剖析紅河油田長8已有的注水試驗井組效果后，按照“抽稀現(xiàn)有井網(wǎng)、確保有效注水”的原則，明確了適合長8油藏的開發(fā)技術(shù)政策，對該井區(qū)其它6個低產(chǎn)低效井組提出了整體優(yōu)化建議，為綜合治理提供了技術(shù)支撐。

5結(jié)論

(1)紅河油田長8超低滲油藏水平井注水開發(fā)已有部分井見效，表明利用水平井進行注水開發(fā)，是延緩遞減、提高采收率的有效開發(fā)方式；

(2)立足已有的水平井井網(wǎng)，通過抽稀部分水平井，適當(dāng)擴大現(xiàn)有井距，采用平注平采的方式要優(yōu)于直注平采，且水平井注采井距應(yīng)大于700m；

(3)通過注水補充地層能量，地層壓力保持水平應(yīng)不低于原始地層壓力的85%；

(4)長8超低滲油藏適合溫和注水，水平井單井注水壓力應(yīng)控制在15MPa以下，單井合理日配注量應(yīng)低于15m3。

參考文獻

[1]徐夢龍，何治亮，尹偉，等.鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)涇地區(qū)延長組8段致密砂巖儲層特征及主控因素[J].石油與天然氣地質(zhì)，2015，36(2)：240-247.

[2]李道品，等.低滲透砂巖油田開發(fā)[M].北京：石油工業(yè)出版社，1997:4-9.

[3]王小琳，武平倉，韓亞萍，等.西峰油田長8層注水現(xiàn)狀及投注措施效果[J].石油勘探與開發(fā)，2008，35(3)：344-348.

[4]楊歡，羅躍，姚斌，等.鎮(zhèn)北油田注水井欠注原因分析及治理對策[J].石油天然氣學(xué)報，2013，35(11)：129-131.

[5]金拴聯(lián)，蔣遠征，楊秋蓮，等.安塞油田注水開發(fā)技術(shù)研究[J].西北地質(zhì)，2008，41(1)：115-119.

[6]李宇征，戴亞權(quán)，靳文奇.安塞油田長6油層注采調(diào)整技術(shù)[J].海洋石油，2002，23(3)：55-62.

[7]李道品，等.低滲透砂巖油田開發(fā)[M].北京：石油工業(yè)出版社，1997:63-67.

[8]李煉民，趙坤山.應(yīng)用水平井注水提高老油田的采收率[J].國外油田工程，2007，23(11)：19-29.

[9]宋傳真，劉傳喜，徐婷,等.低滲孔隙型碳酸鹽巖稠油油藏開發(fā)對策-以敘利亞O油田為例[J].石油與天然氣地質(zhì)，2015，36(2)：297-305.

[10]魏美吉.華慶油田長6油藏有效驅(qū)替極限注采井距研究[D].陜西西安：西安石油大學(xué)，2010：56-57.

[11]張鵬.譚家營油田長2油藏合理注采井網(wǎng)的確定[D].西安石油大學(xué)，2011：47-48.

[12]張祥吉.超低滲透油藏井網(wǎng)部署及注采參數(shù)優(yōu)化研究[D].北京：中國石油大學(xué)，2011：11-14.

編輯：李金華

文章編號：1673-8217(2016)02-0099-04

收稿日期：2015-07-02

作者簡介：吳錦偉，1982年生，碩士，工程師，主要從事油田開發(fā)技術(shù)研究工作。

基金項目：國家科技重大專項“鄂爾多斯盆地碎屑巖層系大中型油氣田富集規(guī)律與勘探方向”項目(2011ZX05002)。

中圖分類號：TE357.6

文獻標(biāo)識碼：