不同壓力系統油藏特征與差異性開發對策探究

黃赟

摘 要：縫洞型油藏是由不同壓力系統和油水關系的縫洞單元體在空間上相互疊合連片而形成的復雜油氣藏，以“縫洞單元”為油藏管理的基本單元，實施“差異性開發”的開發模式，符合縫洞型油藏地質實際，可實現油田科學高效開發。為此，本文以單井注水驅油和多井單元注水開發為主導的提高采收率技術在實踐中取得顯著效果，現場應用實踐表明該類油藏采收率提高幅度在3.7%以上。

關鍵詞：縫洞型油藏；油藏管理；采收率；高效開發；差異性管理

1油藏開發特征

1.1縫洞單元分類

通過綜合研究把研究區油藏劃分為28個縫洞單元，不同類型縫洞單元的差異主要體現在縫洞單元的儲集規模和天然驅動能量，特別是底水能量的大小，能量的大小主導了不同縫

洞單元的開發特征。按能量大小、儲量規模兩級分類，天然能量作為一級分類的主要依據，儲量規模作為二級分類的主要依據，建立了分類指標體系，縫洞單元共分為3大類、11個亞類。依據分類標準，研究區縫洞型油藏28個縫洞單元劃分為3大類8個亞類。Ⅰ類縫洞單元具有油藏天然能量較充足，水體發育，開發過程中油井含水上升快，產量遞減大等特點。Ⅱ類縫洞單元具有一定天然能量，油井含水上升，同時能量下降，導致產量下降較快。Ⅲ類縫洞單元天然能量不足，油井表現出衰竭式遞減，產量下降較快，開發效果比Ⅰ類、Ⅱ類縫洞單元差。能量大小與縫洞的儲量規模具有一致性，15個Ⅰ類和Ⅱ類縫洞單元屬于天然能量比較充足或具有一定天然能量的單元，儲量合計為5060×104t，占研究區地質儲量的96.5%，累積采油量為570×104t，占全區的97.7%。

1.2不同縫洞單元開發特征

1.2.1不同能量的縫洞單元驅動方式變化特征差異大

研究區天然能量的來源有兩種：即彈性能量和天然水驅能量，但不同能量的縫洞單元

天然能量驅動方式差異大。能量較充足的Ⅰ類單元在開發過程中水驅起主要作用；具有一定能量的Ⅱ類單元開發過程中彈性驅動和水驅交替起作用；能量不足的Ⅲ類縫洞單元以彈性驅為主，壓力下降快。

1.2.2油井含水具有突變性，表現出底水錐進特征

根據油井含水變化特征，可以劃分為“廠”型、“S”型和“波動”型3種類型。“廠”型沒有中含水期或中含水期很短，由低含水直接突變到高含水，表現出典型的活躍底水

錐進特征。這種含水上升類型在研究區27個單元中有11個，且主要為Ⅰ類縫洞單元。“S”型含水變化過程與碎屑巖油藏基本相似，以Ⅱ類縫洞單元為主，表現出底水活躍程度較低。

“波動”型單元含水變化規律是含水特征變化頻繁，無明顯規律，以Ⅲ類縫洞單元為主，表現為與水體溝通的復雜性。

1.2.3單元產量遞減特征與單元能量、含水變化特征具有一致性

1）穩定型

主要為Ⅰ類單元，能量較充足，遞減主要受含水控制。具有較長的穩產期，見水后遞減大，產量遞減具有突變特征，為研究區產量變化的主要類型，11個此類型單元儲量占研究區總儲量的78%。不同含水階段總體呈現指數遞減形式，無水、低含水階段是相對穩產階段，中含水階段是快速遞減階段，遞減率平均達到44%；高含水階段產量遞減趨于平緩，遞減率平均為22%。

2）一般遞減型

主要為Ⅱ類單元，遞減受能量與含水雙重控制，穩產期短，遞減較大，平均遞減達到35%以上。

3）快速遞減型

主要為Ⅲ類單元，單元儲集體規模小，遞減主要受能量控制，無穩產期，遞減非常大，機抽后液面可達到機抽工藝極限深度，單元合計儲量只占總儲量的3.89%。

2縫洞單元差異化開發模式

1）按縫洞單元認識油藏

不同類型的“縫洞單元”差異主要體現在單元的天然能量的大小和儲集體規模，以天然能量大小把縫洞單元劃分為3大類，分類認識開發規律。

2）按縫洞單元進行井網部署

井網部署應該以縫洞單元為開發單元，根據縫洞單元的展布方向，同時考慮與裂縫發育方向的配套關系，采取不規則布井方式。

3）按縫洞單元確定開發方式

Ⅰ和Ⅱ類縫洞單元實施精細單井管理為主的穩油控水政策，適時開展注水開發；Ⅲ類定容型縫洞單元實施單井注采“注水驅油”補充能量開發。

3縫洞單元注水提高采收率技術

3.1注水驅油開發技術

3.1.1注水驅油開發機理

對定容性單井縫洞單元，依靠天然能量開發，采收率只有5%左右。由于儲量規模小，建立注采井網注水開發在經濟上可行性差。在洞穴占主要滲流通道的油藏中，流體的流動更接近于管流，在靜態下重力分異作用十分明顯。單井注水驅油機理主要根據物質平衡原理和油水重力分異原理，通過注水快速補充地層能量，恢復油井產能和通過不斷產生次生底水類似活塞式向上驅油，達到提高采收率目的。

3.1.2注水驅油井的選擇

應選擇：①油井生產后期表現能量不足，產量遞減快，為定容單元；②油井鉆遇儲集體類型以溶洞型儲層為優，注入水易通過重力分異實現油水置換；③生產后期油井表現為低含水或不含水為優。因為該類型井控制的縫洞單元中剩余飽和度高，挖潛條件好。

3.1.3注水驅油技術政策

1）注水時機

為了充分利用原始地層能量，注水時間應選在停噴轉抽并盡量利用目前機采技術進行生產后可進行注水驅油開采。

2）注入壓力和周期注水量的選擇

根據物質平衡原理，在沒有微裂隙補充流體的情況下，實現注采平衡，縫洞單元內達到原始壓力狀況；在有微裂隙流體侵入的情況下，實現（注+侵）與采的平衡，同樣在短期內縫洞單元內達到原始壓力狀況，一般這種情況出現在長期關井的第一周期注采驅油井中。根據物質平衡原理和注水驅油機理研究，注入壓力越高，注入污水的量越大，地層能量越高，油井生產能力越強，但如果壓力過大，壓開地層，水驅油進入壓開裂縫，可能會造成最終采收率的損失，因此取注水驅油注入壓力≤18MPa，注采比為0.4～1.2。

3）燜井時間

燜井期間，油水進一步發生重力分異，燜井時間越長，越有利于油水的充分置換。當油水重力分異完成后，繼續關井就無效益可言了。縫洞單元內油水重力分異完成后，井口壓力恢復表現為平穩，及時開井可提高油井的生產時效。

4）開井工作制度

太小的工作制度會造成生產周期時間的延長，但是油嘴過大會造成生產壓差過大，注入水將可能形成水錐，故應根據不同井驅油前的生產過程來確定驅油井的合理工作制度，原則上多周期后應逐漸縮小工作制度，如自噴效果差，宜機抽生產。

3.2Ⅰ和Ⅱ類多井縫洞單元注水開發技術

3.2.1注水開發機理

在溶洞儲集體內，注入水依靠重力作用形成次生底水，補充能量，抑制大底水，使水錐回落，抬升油水界面縱向上驅油。

3.2.2注水技術政策

1）注水開發方式

依據不同儲集體發育類型在平面、剖面上的分布特征，以同層縫洞體注采對應采取低注高采、縫注洞采為方式，減小高導裂縫縱橫向水竄為目的。

2）注水開發程序

初期以明確注采井組連通性為目的的試注階段；之后以補充地層能量為核心的溫和注水方式；在注水一定程度后，依據受效井含水率上升變化特征，動態調整為進一步擴大波及面積、防止水竄的周期注水和整注整壓方式。

3）注水開發政策

單元整體溫和注水，注水受效井組差異化的注水開發政策，注采比0.8～1.1，最終實施周期注水，通過不斷改變液流方向，減緩水竄，提高注入水的波及體積。研究區先后對該區6個單元進行注水，累計注水234×104m3，累計增油35×104t，4個單元采收率均明顯提高，平均提高采收率3.7%以上。

4結論

1）巖溶縫洞型油藏，是由不同壓力系統和油水關系的縫洞單元體在空間上

相互疊合連片而形成的復雜油氣藏，以“縫洞單元”為油藏管理的基本單元，實施“差異性開發”的開發模式，符合縫洞型油藏地質實際，可實現油田科學高效開發。

2）以單井注水驅油和多井單元注水開發為主導的提高采收率技術在實踐中取得顯著效果，現場應用實踐表明該類油藏采收率提高幅度在3.7%以上。

參考文獻：

[1]秦同洛.實用油藏工程方法[M].北京：石油工業出版社，1989：176-178.