三塘湖盆地馬中致密油藏注水吞吐探索與實踐

陶登海 詹雪函 高敬文 鄭翔頻 任麗雙 周洪濤

1.中國石油吐哈油田分公司三塘湖采油廠；2.中國石油大學（華東）

近年來，致密油氣成為中國油田上產增儲的主戰場，體積壓裂是致密油藏開發的有效手段［1-3］。隨著彈性開采時間的增加，地層能量逐漸減少，單井產能逐步降低，如何有效補充地層能量、改善供液能力、提高單井產能是科研人員面臨的重要挑戰［4］。三塘湖馬中致密油區塊處于馬朗凹陷P2t大型地層巖性圈閉的東端。該區塊呈南東高北西低之勢，整體形態為斜坡，圈閉面積37.8 km2，圈閉幅度900 m，高點埋深為2 000～2 900 m，儲層厚度為10～30 m，孔隙度為 8.4%～19.1%，滲透率為 0.1～1.0 mD，含油飽和度65%～80%，裂縫和微孔隙發育。原始地層壓力為22.8 MPa，地層溫度為60.9～70.7 ℃，屬正常壓力、異常低溫系統，儲層潤濕性為弱親水。國內外研究表明，親水油藏適合注水開發，致密油儲層經過體積壓裂后，形成復雜縫網，適合通過注水吞吐提高采收率，長慶、大慶等油田先后在致密油藏進行了注水吞吐試驗，主要提出了大液量吞吐和分段吞吐的理念，取得了成功，但在機理研究、注水吞吐影響因素分析和規模推廣應用方面還存在不足［5-16］。結合馬中致密油藏巖心室內實驗和現場多輪次注水吞吐試驗情況，重點開展了馬中致密油藏注水吞吐機理和影響因素分析研究，認為儲層親水性越強，孔隙體積越大，吞吐水量越大，吞吐效果越好；結合馬中致密油藏注水吞吐特征曲線分析得出，保壓或提壓有利于改善吞吐效果；同時提出隨著多輪次注水吞吐的進行，巖石孔喉表面水膜厚度不斷增加，最終會發生水鎖，解釋了多輪次注水吞吐后含水上升及效果減弱的現象。

1 開發現狀及認識

馬中致密油藏于2014年開始建產開發，截至2017年底，水平井井數為105口，日產原油800 t，綜合含水為25.7%，采油速度為1%，采出程度為1.2%。馬中致密油產量占據三塘湖油田總產量的二分之一。

馬中致密油藏總體發育3套含油層系，其中馬56區塊油層發育穩定，油層鉆遇率75%左右，同時致密油含油飽和度高（65%～80%），實施水平井體積壓裂措施后，形成復雜縫網，壓裂液首先置換裂縫系統中的油，其次置換孔隙里的油，生產過程中表現為見油快，開井3～5 d即見油，見油時壓裂液返排率小于5%［5］。相關性分析表明，累計產量與全烴顯示和入井液量呈正相關，相關系數均大于0.8［5-6］，表明突出“甜點”段加大入井液量，投產效果好。由此認為，在馬中致密油藏注水吞吐過程中加大吞吐液量［7］，也能進一步改善吞吐增產效果。

2 注水吞吐效果分析

2.1 先導試驗效果

在馬中致密油藏注水吞吐先導試驗初期，能取得壓裂投產同樣的增產效果，平均單井日增油10.3 t，平均單井累計增油805 t。取得好效果的原因分析如下：一是致密油儲層含油飽和度高，為65%～80%；二是致密油水平井實施體積壓裂改造后，儲層流體通道形成縫網，注入水與儲層接觸面積大，油水交換快、充分；三是致密油儲層具有親水性，滲吸作用排出基質原油，含水下降快，注入水回采率低。2015—2016年注水吞吐效果見表1。

以馬56-27H井為例，該井油層鉆遇率76.9%，2014年12月分10段壓裂投產，水平段長872 m，入井液量13 415 m3，初期日產油15 t，吞吐前累計產液7 073 m3，累計產油4 947 t；注水吞吐前日產油2.7 t，含水13%。2016年5月開始注水，累計注水16 027 m3，確保本井注采比達到1.0以上，7月10日開始悶井，悶井9 d后開井，自噴生產，3 d后含水下降至30%以下，初期日產液34.4 m3，日產油22.4 t，含水為23.3%，累計增油1 500 t，有效期超過半年（見圖1）。

表1 馬中致密油藏2015—2016年注水吞吐井效果統計Table 1 Effect of cyclic water injection wells in Mazhong tight oil reservoir during 2015—2016

圖1 馬56-27H井注水吞吐生產曲線Fig. 1 Production curve of Well Ma 56-27H during cyclic water injection

2.2 注水吞吐特征曲線分析

馬中致密油藏注水吞吐主要采用壓裂泵車或水泥車注入方式，一般白天注水，晚上停注，采取脈沖式循環注入方法。注入壓力變化曲線形態分可為3種類型：穩定型、持續上升型、陡變型（見圖2）。不同曲線形態反映出不同儲層類型，注水吞吐后生產特征也不相同。

圖2 馬中致密油注水吞吐特征曲線Fig. 2 Characteristic curve of cyclic water injection in Mazhong tight oil reservoir

（1）穩定型。開泵注水過程中，壓力緩慢上升至最高后趨于穩定；關井后，壓力平穩下降。對應的生產特征表現為壓力穩定時間越長，穩產時間也越長，增產量就越高，平均有效期達200 d，平均單井累計增油達850 t。這類井水平軌跡位于油層中部，油層厚度15～20 m區域，物性較好，注水過程中壓力擴散快。

（2）持續上升型。開泵注水后，壓力緩慢上升未達到最高值；關井后，壓力下降快。吞吐后對應的生產特征表現為自噴時間短，含水下降慢，遞減快，增產量中等，平均有效期170 d，平均單井累計增油720 t。這類井位于油藏邊界，油層厚度10～15 m的區域，物性中等，注水過程中壓力擴散慢。

（3）陡變型。開泵注水后，壓力陡升；停泵后壓力下降慢，壓力不擴散。吞吐后對應的生產特征表現為幾乎沒有自噴期，含水下降慢，但遞減快，增產量少，平均有效期110 d，平均單井累計增油530 t。這類井位于油藏邊界，油層厚度小于10 m，物性偏差，投產壓裂時縫網改造不充分。

2.3 影響因素分析

根據統計數據分析，馬中致密油藏注水吞吐與吞吐水量、注入壓力及水平段位于油層的位置有一定關系。數據擬合表明累計產油量與入井液量（壓裂液+吞吐水量）呈正相關性（見圖3），表明提高入井液量可以提高地層能量，延長有效期。因此，現場試驗單井設計注水吞吐量一般為前期采出量的1.0～1.5倍。

圖3 馬中致密油累計產油量與入井液量相關性Fig. 3 Correlation between the cumulative oil production of Mazhong tight oil reservoir and the fluid volume injected into the well

分析同類型井注水吞吐增產量與注入壓力關系，發現當注入壓力達到48 MPa以上時，單井增產量均超過800 t（見圖4），注入壓力達到48 MPa時屬于超地層破裂壓力狀態，此時注水會促使老縫的開啟程度增加，并產生新的微縫，縫網密度加大，擴大了油水置換面積。

對水平井軌跡在儲層不同位置的井吞吐效果進行統計分析，得出水平段軌跡位于油層中上部的井注水吞吐效果好于水平段軌跡位于油層下部的井，水平段軌跡位于油層中上部的井注水吞吐有利于縫網內油水重力分異作用的發揮（見圖5）。

圖4 馬中致密油同類型井累計產油量與注入壓力相關性Fig. 4 Correlation between the cumulative oil production of the same type of wells from Mazhong tight oil reservoir and injection pressure

圖5 同等注采比水平段位置對吞吐效果的影響Fig. 5 Effect of the position of horizontal section on the cyclic water injection at the same injection-production ratio

注水吞吐期間較高的施工壓力將使喉道水膜變薄，在驅動壓力和毛管力雙重作用下，水進入基質排油，即動態滲吸，提高水油置換效率（見圖6）。

圖6 多孔介質中孔喉驅動壓差與水膜厚度關系Fig. 6 Relationship of the driving pressure differential of pore throat in porous medium vs. the thickness of water film

馬中致密油藏經過多輪次注水吞吐后換油效率逐漸降低，遞減加快，年遞減達到70%。主要原因是對于納米級孔喉儲層，基質和裂縫表現為兩套壓力系統，基質壓力不斷升高，在階段生產末期裂縫低壓，多輪次吞吐滲吸置換效率將逐步降低。原因分析如下：（1）親水巖石在毛管力作用下，水膜不斷變厚，含水飽和度增加，毛管力變小，滲吸作用變弱，最后喉道完全被水占據，發生水鎖，喪失滲吸能力；（2）隨著基質壓力的提升，多輪次吞吐注入將越來越困難，采油井含水將逐漸上升（見圖7）。

圖7 親水基質孔隙滲吸置換過程示意圖Fig. 7 Schematic replacement process of pore imbibition in water wetting matrix

3 機理探討

注水吞吐主要有3個方面的作用：增加或者保持地層壓力，裂縫內流體的重力分異作用，毛細管力的吸水排油作用。注水階段，儲層將大量注入水吸入縫面小孔隙和基質微孔并滯留在其中，從而將孔隙和微孔中的原油驅到高滲區，而注入水部分進入并駐留在低滲孔道，實現水油滲吸置換。

對取自馬56-12H井16塊、馬56-15H井33塊共49塊巖心進行潤濕性實驗，結果為相對潤濕指數0.18～0.48，平均值為0.37，儲層原始潤濕性為弱親水-親水特征（圖8）。同時，在馬中致密油藏所鉆的水平井均采取分段大規模體積壓裂方式投產，受壓裂液作用后，儲層潤濕指數增加，增加幅度50%～61.2%，儲層親水性增強（圖9）。

圖8 馬中致密油巖心潤濕指數Fig. 8 Wettability index of cores taken from Mazhong tight oil reservoir

驅油實驗結果表明（巖心參數見表2），巖樣親水性越強，采出程度越高，注水開發效果就越好（圖10）。馬中致密油儲層巖石潤濕性質有利于注水吞吐，注水吞吐過程主要發揮重力置換和滲吸置換2種作用機理。

圖9 壓裂前-壓裂后的馬中致密油藏巖心潤濕指數對比Fig. 9 Comparison of wettability index of cores of Mazhong tight oil reservoir before and after the fracturing

表2 馬中致密油儲層巖心物性參數Table 2 Physical property parameters of cores taken from Mazhong tight oil reservoir

圖10 馬中致密油儲層不同潤濕性巖心水驅采出程度曲線Fig. 10 Degree of reserve recovery of cores with different wettability of Mazhong tight oil reservoir by water flooding

從室內靜態滲吸實驗結果可以看出，馬56-12H井的巖心滲吸速度快（巖心參數見表3），24 h滲吸交換量達到88%，之后滲吸速度明顯降低，最終靜態滲吸采收率達到53%（圖11）。在實際生產過程中，無論是經過壓裂還是在注水吞吐后，悶井24 h后即可見油，也能佐證馬中致密油儲層滲吸、交換速度快這一特點。

4 結論與建議

（1）馬中致密油藏屬于弱親水-親水性油藏，適合注水吞吐，現場試驗取得了良好的增產效果，是一種提高采收率新的有效的開發方式，吞吐效果與孔隙體積、滲透率、注入量等因素呈正相關性。

（2）現場多輪次試驗證實，隨著注水吞吐輪次的增加，增油效果逐步減弱，同時產量遞減和含水上升加劇。多輪次吞吐后期可考慮在注水吞吐過程中采用大排量提壓注水或重復壓裂，促使隱性縫的開啟或產生新的裂縫，擴大滲吸體積，減緩產量遞減。

表3 馬56-12H井巖心物性參數Table 3 Core physical parameters of well Ma56-12H

圖11 馬56-12H井巖心滲吸采收率與時間關系（重新飽和油）Fig. 11 Relationship of imbibition recovery factor velocity of cores in Well Ma 56-12H vs. time （resaturated oil）