鄂爾多斯盆地渭北油田長3儲層超前注水效果及微觀機理分析

2017-11-01 23:04:22曹麗麗徐婷秦學杰曹立迎

石油地質與工程 2017年5期

曹麗麗，徐婷，秦學杰，曹立迎

曹麗麗，徐婷，秦學杰，曹立迎

（中國石油化工股份有限公司石油勘探開發研究院，北京 100083）

鄂爾多斯盆地長3儲層致密油儲集層孔隙結構復雜，孔隙度小，滲透率低，渭北長3儲層超前注水試驗區目前見效井比例低、增油量少，非有效層吸水強度大、油井易水竄，形成復雜水網，后期調整難度大，單井注水增油量和可采儲量均未達到經濟界限。針對先導試驗區渭北長3儲層注水開發狀況，通過微觀機理和精細數值模擬研究分析認為，致密油層喉道半徑小，自吸排油能力較弱，注水驅油阻力大，基巖流體流動能力低，在微裂縫干擾下，基巖注水驅替難以建立有效驅動壓差，因此，超前注水開發不能達到較好開發效果。

渭北油田；致密儲層；微觀機理；數值模擬；注水開發；效果評價

據最近油氣資源評價顯示，我國主要盆地致密油資源量（130~137）×108t，致密油逐漸成為我國勘探開發新的潛力陣地[1-3]，致密油儲層物性差，油井天然能量開發產量極低，急需尋求合理的補充能量開發方式。中石化先后在鄂爾多斯南部紅河長8、長9，渭北長3等儲層開展產能建設和注水、注氣先導試驗，取得了階段性進展；國內也有多位學者在致密油開采機理及開發特征等方面取得一定認識[4-9]，但是關于致密油的研究仍處于探索階段。本文針對中國石化先導試驗區渭北長3注水開發狀況，從微觀機理入手，借助數值模擬，分析致密條件下原油流動性，結合試驗區注水開發效果，綜合評價致密油的開發可行性，為此類油藏開發提供參考。

1 油藏概況

鄂爾多斯南部渭北油田構造上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東南部、渭北隆起與伊陜斜坡交匯處，為無斷塊構造圈閉。生產層位為上三疊統延長組長3油層組內的長33砂層組，埋深為500 m，砂體厚度為12 m，孔隙度為10.8 %，滲透率為0.87×10-3μm2，屬于中-低孔、低滲-特低滲致密儲層。儲層局部發育裂縫，主要為構造裂縫和水平層理縫。地層原油密度為844 kg/m3，地層原油黏度為7.51 mPa· s，地層原油體積系數為1.0295，屬于輕質原油。地層壓力系數0.66，屬超低壓系統。

2 開發效果分析

（1）試驗區注水一年半增油效果不明顯。試驗區實施超前注水開發1年半，油井整體出現液量降低、油量降低、含水上升、無明顯增油特征，液面持續降低，說明地層能量補充不足；氯離子含量降低，說明均有注入水產出。

（2）見效井比例低，增油量少，達不到注水開發經濟有效增油界限。試驗區75口井僅有8口井出現液量、油量明顯增加的注水見效特征，占總井數的11 %。見效后平均單井增液1.99 t/d，增油0.98 t/d。按照油價$80 /t測算，試驗區注水經濟增油界限為1 754 t，預測見效井單井平均累計增油量1 604 t，8口見效井中僅3口井達到了該界限。

（3）水竄井比例高，水竄速度快。24口井表現出快速水竄特征，占比為32 %，水竄前油井平均產液為1.6 t/d，產油量為0.9 t/d，含水為46 %，氯離子含量為25 511 mg/L；水竄后平均產液3.3 t/d，產油量為0.5 t/d，含水為86 %，氯離子含量為17 916mg/L，油井產油量下降明顯，下降幅度達到47%。

試驗區出現水竄特征的油水井平均注采井距為241 m，注水強度僅是西峰油田的30%~50%，水線推進速度為1.49 m/d，是西峰的1.7倍，平均見水時間7個月，試驗區見水速度遠快于西峰。注水強度大于1.75 m3/（d·m）的水井對應油井水竄速度明顯加快；而部分水井降低注水強度，對應水竄井含水降低，體現了裂縫導流能力對壓力敏感的特征。

（4）吸水能力強，有裂縫開啟。相比坪北、董志區塊，渭北長3儲層啟動壓力低（3.75 MPa），視吸水指數高（2.49 m3/（MPa·d），高于相似油藏坪北和董志區塊。試驗區吸水指示曲線顯示存在拐點，說明注水過程中出現了微裂縫開啟的情況，導致吸水能力增加。

（5）層內吸水不均，非有效層吸水強度大，油井易水竄，形成復雜水網。層內吸水狀況不均，28口吸水剖面監測資料中 21口井呈尖峰狀剖面，占比75 %；尖峰狀吸水段占射孔段厚度的10 %，吸水量占總吸水量的45 %，吸水強度達到了3.4 m3/ （d·m），遠超過1.5 m3/（d·m）的控制水平，因此，推測這是引起水竄的重要原因。

渭北長3油藏注水過程中，層理縫開啟，導致注入水沿“賊層”竄進，試驗區已逐步顯現復雜水網的見水特征。被復雜裂縫系統分隔的基巖周圍為高壓區，基巖難以建立有效驅動壓差。復雜水網使井網調整難度大，渭北長3注水開發面臨巨大的困難和挑戰。

（6）采收率低、經濟開發難度大，達不到經濟累產界限。數模預測試驗區天然能量采收率1.68 %，水驅采收率3.02 %，注水僅能使采收率提高1.34個百分點，注水效果不理想。目前注水方案預測，單井累積可采油量為1 097 t，8口見效井平均可采油量為2 898 t，均遠小于4 900 t的經濟累產界限。

因此，目前注水條件下，試驗區注水開發達不到技術經濟界限要求，針對試驗區出現的問題，從滲流機理和微觀數模出發，分析影響致密油超前注水開發效果的主要原因，進而指導此類油藏的有效開發。

3 致密孔隙儲層原油流動性分析

3.1 油藏中控制流體滲流的主要作用力

油藏中控制流體滲流的主要作用力包括驅動力、毛管力、黏滯力、重力等。其中，驅動力為天然能量或注入介質在基巖兩端建立的壓差；毛管力為油水界面上的作用力；黏滯力為黏性流體與孔喉壁面之間的牛頓內摩擦力；重力為利用地層傾角和流體間密度差形成的驅動力。上述作用力中，重力取決于油藏構造條件，而其他3種力在任何油藏中都是流體滲流的主要控制力[10-11]。

渭北油田致密儲層砂體厚度薄，地層傾角小，重力可忽略。驅動力是油藏流體滲流的動力，黏滯力為阻力，而毛管力的作用機理復雜，既可能是滲吸排油的動力，也可能成為水驅油的阻力。

3.2 毛管力對滲吸排油起到的驅動作用有限

毛管力大小與喉道半徑（孔喉級差）、油水界面張力及潤濕性有關。鄂南致密砂巖儲層喉道半徑0.1 μm，孔隙半徑50 μm，為水濕油藏（潤濕角30°）具有一定可動水，毛管阻力高達0.01 MPa，1m基巖孔隙中有5個賈敏效應疊加，微觀毛管力梯度0.05 MPa/m，該動力遠大于黏滯力，可發揮一定滲吸驅油作用（見圖1）。

圖1 不同喉道半徑毛管力力與黏滯阻力

圖2 不同喉道半徑流速隨時間變化（驅動壓差0）

對于親水油藏，等直徑喉道中油水界面處的毛管力為水驅油的動力，原油流速較高，利用毛管力滲吸排油作用，可實現較高的驅油效率。但是致密儲層非均質性強，屬中性-弱親水，滲吸排油略微提高了喉道中原油流速，喉道越細小，流速越低，喉道半徑為10 μm時，流速為80 mm/s，而喉道半徑為1 μm時，流速僅為8 mm/s（見圖2）。因此，渭北油田致密孔隙儲層中，依靠滲吸提高原油流動性作用很弱。

3.3 注水開發，毛管力為阻力，油相不易流出

當水驅油的油水界面推進到孔喉變化處時，由于潤濕滯后效應，滲吸作用消失，毛管力成為水驅油的阻力，阻礙注入水進入孔隙。儲層越致密，毛管阻力越高，注入水進入孔隙啟動油相需要更高的驅動壓差。即使油相被啟動，由于阻力大，油相流出需要更長的時間。

3.4 驅動壓差不足

渭北長3試驗區目前注采井距242 m，若注水克服0.05 MPa/m微觀毛管阻力作用，注采壓差需達到12.1 MPa才可建立有效驅動，實際長3原始地層壓力3.4 MPa，壓力需提升7.7 MPa，而注水動態顯示，致密儲層注水提升地層壓力緩慢，因此目前難以滿足驅動壓差要求。

4 微觀數模產油能力分析

4.1 注水驅替難以建立基巖有效驅動壓差

實驗結果顯示，在相同的驅替壓差下，裂縫的流量是致密儲層的160倍（見圖3）。精細數模（1 m網格）顯示，采用注水驅替，注入水迅速沿裂縫突進，基巖很快被注入介質分隔，注采井間裂縫系統壓力較高且快速達到平衡，整個滲流場中建立在基巖部分的壓力梯度很小，因此孔隙中的油根本無法克服巨大的流動阻力而被采出（見圖4）。