鄂爾多斯盆地特低滲油藏合理注水強度研究
——以樊學油區長8油藏為例

李留杰，黨海龍，賈自力，馮婷婷，石立華，楊宏拓，江晨碩.

(1.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，陜西西安 710065;2.陜西省二氧化碳封存與提高采收率重點實驗室，陜西西安 710075;3.新疆大學紡織與服裝學院，新疆烏魯木齊 830046)

鄂爾多斯盆地長8油藏是典型的特低滲透油藏[1,2]，目前人工壓裂與注水開發是該類油藏的主要開采方式[3]。其中注水井的注水強度是影響采油井穩產增產的關鍵因素[4,5]。注水強度過低，則地層能量不足，無法保證產能。注水強度過高，則容易導致注入水沿著裂縫方向竄流導致生產井水淹水竄[6]。因此研究特低滲透油藏注水井合理注水強度是保證該類油藏有效開采的重要舉措。

本文以鄂爾多斯盆地中西部的樊學油區某區塊為研究對象，選取巖心進行高壓壓汞實驗和啟動壓力梯度實驗來認識儲層物孔喉特征及流動特征，并基于此得到油水相滲曲線及啟動壓力梯度與滲透率的關系[7,8]。在此基礎上建立了該區塊的數值模型，經歷史擬合后設計模擬了不同注水強度的注水方案，通過與該區實際注水強度下的生產井見效情況進行對比后，得到了該區長8特低滲透油藏合理注水強度。

1 區塊概況

本文研究對象為樊學油區某區塊，研究區處在鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中部，為東高西低的單斜構造，地層傾角0.5°～1.0°，構造較為平緩，未見斷層或其他應力類型構造。研究區面積5.9 km2，主要開發層系為下組合長8油層，原始地層壓力15.2 MPa，壓力系數0.6～0.7，儲層平均孔隙度為7.9%，平均滲透率0.45×10-3μm2，儲量豐度45×104t/km2，屬于低壓特低孔滲低豐度油藏。

該區自2006年投入開發，油井初產平均1.2 t/d，平均含水16%，投產后產量開始逐漸遞減，2010年以后逐漸部署注水井，本文選取研究區塊內共有采油井45口，注水井13口，目前單井平均產油0.51 t/d，綜合含水35%。

2 高壓壓汞實驗分析

選取該區塊長8油層6塊巖心進行高壓壓汞實驗，實驗結果如圖1所示。從圖中可以看出，中間進汞段可以近似看成多個平緩段，說明該區長8油藏孔喉大小發育不集中，分選性較差。同時排驅壓力(0.58 MPa)較大，飽和度中值壓力(8.8 MPa)較大，孔喉半徑最大值1.66 μm，平均值僅為0.32 μm，區塊巖樣孔喉物性較差。

圖1 高壓壓汞實驗結果曲線圖

根據參考文獻[9,10]，綜合應用Brooks_Corey模型，Purcell模型，Burdine模型，可以計算得到巖樣的油水相滲曲線。

圖2 高壓壓汞實驗計算油水相相對滲透率曲線

3 啟動壓力梯度實驗分析

低滲透油藏存在啟動壓力梯度，通常認為巖心滲透率越低，啟動壓力梯度越大[11,12]。為了研究啟動壓力梯度與巖心滲透率的關系，選取本區內多塊氣測滲透率不同的巖心進行啟動壓力梯度實驗，分別測定各不同滲透率巖心的啟動壓力梯度，從而得到巖心樣品啟動壓力梯度λ與滲透率K的關系曲線(圖3)，從圖3中可以看出，啟動壓力梯度與滲透率呈現冪函數的關系，巖心滲透率較大時，啟動壓力梯度值較小，近乎為0，而當滲透率逐漸降低時，啟動壓力梯度則會迅速增大。

圖3 啟動壓力梯度與滲透率的關系曲線

4 區塊數值模型

為了模擬計算本區塊的合理注水強度，應用新型數模軟件tNavigator建立了該區塊的數值模型，模型中啟動壓力梯度隨滲透率分布的變化而變化，切滿足上述實驗得到的冪函數關系，更加符合特低滲透油藏滲流特征。油水相滲數據采用上述高壓壓汞實驗得到的相滲曲線，其余原油及地層參數見表1，模型初始化后飽和度分布見圖4。

表1 區塊原油及地層參數表

圖4 區塊數值模型含油飽和度初始化分布及人工裂縫示意圖

tNavigator可以方便地表征人工裂縫[13,14]，所選區塊長8油藏油水井中有43口采油井，1口注水井進行了人工壓裂，根據區塊的壓裂設計資料反算該區塊的人工壓裂參數，具體參數見表2。

表2 區塊模型人工裂縫參數表

對該數值模型進行歷史擬合，擬合指標包括全區累產，含水以及單井日產，含水指標等，通過合理調整模型參數，在區塊整體生產指標擬合的基礎上，對單井生產數據進行擬合，共計擬合上生產井39口，擬合程度達到86.7%。

圖5 區塊含水擬合曲線

5 注水井合理注水強度

油藏工程確定合理注水強度的方法有多種，如采油速度法[15]，經驗公式法，毛管力計算法[16]等，應用三種不同的方法計算得到合理注水強度的值分別為1.35，1.56，1.62，差異不大，三者求平均值得到理論注水強度值為1.51 m3/(d·m)。

統計該區塊注水井目前實際注水強度分布在0.2～1.5 m3/(d·m)之間，主要分布在0.4～0.8 m3/(d·m)之間。以此結合理論注水強度與實際注水強度，應用已經建立的區塊數值模型，模擬不同注水強度下的開采指標，油井采用定壓模擬方式，每個方案模擬50年，共模擬9個注水強度方案，見表3。

表3 注水強度設計表

圖6 不同注水強度下相關參數模擬結果對比

對比不同的注水強度下的模擬相關參數，發現采出程度、含水率、地層壓力保持水平均與注水強度呈正相關。其中在低注水強度(0.2～0.8 m3/(d·m))時，模擬終期采出程度對應9.1%～13.1%，模擬終期含水率39%～73.6%，地層壓力11.6 MPa～12.5 MPa；繼續增加注水強度(1～1.5m3/(d·m))，模擬終期采出程度13.9%～15.6%，模擬終期含水率79.5%～87.1%，地層壓力12.7 MPa～13.4 MPa，采出程度和含水率較低注水強度時，增幅較大，說明在低注水強度(0.2～0.8 m3/(d·m))時，由于注水強度較低，采油速度較慢，模擬50年時，仍有大量剩余油未采出；繼續增加注水強度(1.7～1.9 m3/(d·m))時，模擬終期采出程度(15.6%～15.9%)和含水率(88.6%～89.9%)，較注水強度為1.5 m3/(d·m)時，增幅不大，說明在注水強度達到1.5 m3/(d·m)時，注水強度對采收率的影響已經達到極限，繼續增加注水強度對采出程度的影響并不大。

圖7 4118-1生產井注采曲線

以本區一口見效井為例，4118-1于2009年12月投產，初期日產油0.81 t/d，含水10%，在開采前期(2009.12—2013.8)產量呈現衰竭式遞減，直到0.33 t/d，此后(2013.9—2015.9)產量開始緩慢回升，2015年10后產量開始波動式上升，增幅明顯。目前該井平均日產油0.99 t/d,平均含水24%。從注水曲線來看，該生產井周圍共有三口注水井，均在2011—2013年間投入注水，晚于生產井開采時間。其中4118-2在2014年前平均日注水7.2 m3/d，對應視注水強度0.81 m3/(d·m)，2014年以后平均日注水11 m3/d，對應注水強度1.21 m3/(d·m)；4118在2015年前平均日注水2.8 m3/d，對應注水強度0.31 m3/(d·m)，之后平均日注水4.9 m3/d，對應注水強度0.54 m3/(d·m)；4103-1在2016年前平均日注水4.9 m3/d，對應注水強度0.45 m3/(d·m)，之后平均日注水7.8 m3/d，對應注水強度0.72 m3/(d·m)；可見該生產井周邊注水后逐漸見效，逐漸增加注水強度，產量見效愈加明顯。

通過統計該區注水以來采油井的實際增產見效情況(有其他增產措施的井除外)，共統計采油井39口(圖8)，可以看出整體上該區塊注水前后日產油比值(注水后/注水前)與吸水強度呈現正相關，該區塊大部分生產井對應在低注水強度下，注水前后日產油比值主要分布在0.5～1.5之間，說明部分井在注水后仍處于遞減狀態，而高注水強度下的井，注水前后日產油比值在1.5～2之間，注水見效效果明顯好于低注水強度下。可見本區目前整體注水強度偏低，注水見效特征整體不明顯，應該逐漸增加該區注水強度。

圖8 本區采油井實際增產倍數與對應注水井吸水強度統計圖

6 結論

(1)采用高壓壓汞實驗明確了該區塊儲層孔喉分布非均質性較強，孔喉平均值僅為0.32 μm，孔滲物性較差基本特征。啟動壓力梯度實驗明確了該區流體流動的非線性流動特征，并擬合實驗數據得到本區啟動壓力梯度與滲透率的冪函數關系表達式。

(2)應用新型數值模擬軟件tNavigator建立了本區塊的數值模型，該模型更加符合特低滲透油藏滲流特征；進行歷史擬合之后模擬了本區不同注水強度下的開采指標，通過與本區實際注水強度下的生產井見效情況驗證了模型的正確性；本區目前整體注水井的注水強度主要分布在0.4～0.8 m3/(d·m)之間，注水前后日產油比值主要分布在0.5～1.5之間，生產井整體見效不明顯，本區合理注水強度1.0～1.5 m3/(d·m)之間，應該逐步增加該區塊的注水強度。

(3)本文綜合應用實驗方法，油藏工程方法，數值模擬方法及與實際油井見效情況對比確定了區塊的合理注水強度，對其他區塊特低滲透油藏的注水開采具有借鑒意義。