合水地區致密油油藏注水井轉采實施效果分析

熊 熙

(西安石油大學 地球科學與工程學院，陜西 西安 710065)

合水地區致密油油藏儲層物性差，存在采油井含水突變、注水井長期注水無效等情況，造成采油井低產低效，使得部分剩余油滯留在地層中，嚴重影響油田采收率。目前，采油井治理手段比較單一，而注水井與采油井之間形成的有效裂縫連通，增加了儲層的供液能力，在一定程度上使得注水井可以向采油井轉換。注水井轉采，作為一項提高采收率的開發技術，在合水地區取得了較好成果，推動了致密油油藏注水井的轉采試驗。轉采井措施效果是研究的關鍵，因此探討地層物性、壓裂規模、注水量，以及見水特征對措施效果的影響，對后續油藏動態開發具有重要意義。

1 油藏概況

合水油田位于鄂爾多斯盆地一級構造單元陜北斜坡西南部，其油層分布廣、含油層系多。主力油藏長7致密油主要為半深湖背景下的砂質碎屑流沉積，儲層物性差，孔隙類型以長石溶孔為主、粒間孔次之，孔喉細小，中值半徑 0.09 μm，平均孔隙度8.8%，空氣滲透率 0.15 mD，具有低滲、低壓、低產特征；原始地層壓力 14.7 MPa，壓力系數0.84，儲層埋深 1750 m，儲層厚度15～25 m；地應力方位為NE75°，儲隔層應力差值2～4 MPa，天然微裂縫發育(0.22條/m)[1]。

2 注水井轉采實施效果

Z230區是合水地區長7致密油油藏的主力區塊。針對水平井裂縫性含水上升，注水長期不見效的開發矛盾，從2015年起逐步開展了注水井轉采措施(7口)，目前見效有6口，累產時間均已超過3個月。注水井周圍油層中存在一定量的剩余油，是注水井轉采后出油的物質基礎[2]。

分析轉采井措施效果得出，隨著轉采前累計注水量的增加，見油周期也不斷延長，但初期日產油不斷減小。G229-81、G216-75井累產天數分別是 1224 d、853 d，平均日產油分別是 1.16 t、0.88 t，取得了較好的實施效果；G217-98初產高，見油快，目前日產油 1.83 t。

3 轉采井實施效果影響因素

構造-浮力模型揭示了注水井轉采后出油長期發揮作用的過程。對于水潤濕油層，在注水井停注后，由于壓力降低，油層自吸驅油增強。較小孔隙中的油滴流到大孔隙中，合并在大孔隙中，并在大孔隙中聚集形成連續油柱。當油柱高度能夠克服大孔隙中的毛管力時，便在浮力作用下向高部位移動[3]。注水井轉采后改變了液流方向，提高了注入水波及效率，擴大了水驅波及體積[4]。文獻也指出，逆向驅油能夠克服毛管力的圈閉作用，在油層內形成高壓驅替，克服賈敏效應的不利影響[5]。根據這一基本原理，實施注水井轉采措施。通過對轉采井儲層物性、壓裂改造情況、累計注水量、累計注采比、見水見效特征等因素的分析，研究各個因素對措施實施效果的影響。

3.1 儲層物性

Z230區塊轉采井平均油層厚度 20.7 m， 平均孔隙度11.4%，平均滲透率 0.65 mD(最小 0.22 mD，最大值 1.40 mD)，平均含油飽和度55.8%，平均電阻率 57.2 Ω.m，平均聲波時差為 225.6 μs/m。儲層發育良好，含油性好，具有豐富的剩余油儲量分布。

根據實施效果繪制了相關儲層參數與轉采后初產、平均日產的關系圖。見圖1。

圖1 儲層物性與單井產能的關系

從圖1中看來，儲層參數并不與轉采后效果成正相關或負相關關系，說明措施效果還受到其他因素的影響。油層厚度、孔隙度及含油飽和度是反映儲層儲量物質基礎的重要參數，是轉采后能否增油的先決條件。結合圖1(a)、圖1(d)、圖1(f)，確定能保證初期日產油、平均日產油在 1.0 t 以上的儲層物性參數下限為油層厚度h≥19 m、孔隙度φ≥10.7%、含油飽和度So≥48%。從含油性和儲層滲透性來看，初期日產油、平均日產油在 1.0 t 以上的轉采井電阻主要分布在40～80 Ω·m 之間，聲波時差的下限△t≥223 μs/m，滲透率K≥0.2 mD。

3.2 壓裂規模

Z230區塊實施的轉采井通過復合射孔加爆燃投注，前期沒有進行壓裂改造。為了提高轉采后儲層的滲流能力，所有注水井在轉采前均實施壓裂改造措施，形成有效的滲流通道。轉采井平均改造油層厚度 20.7 m，平均單井加砂量為 73 m3，平均砂比是14.6%，平均單井入地液量 659 m3。

根據實施效果繪制單位油層厚度下加砂量、入地液量和砂比、排量與初期日產、平均日產的關系圖(圖2)。由圖2可知，單位厚度的加砂量基本上在2.5～5.0 m3之間，改造規模至少保證單位油層厚度下加砂量≥2.5 m3/m；單位厚度的入地液量至少在 21 m3/m 以上。采用“低砂比、大排量”的效果明顯較好[6]，結合實施效果，以10%～15%之間的低砂比以及大于5.5 m3/min的大排量能夠有效改造儲層條件，反之則效果較差(如G204-93)。

圖2 壓裂規模與單井產能的關系

3.3 累計注水量與累計注采比

統計表明，2015年以來的注水井在轉采前都進行了長時間的注水，平均注水天數達到 1478 d，平均單井注水量達到 20097 m3，平均井組累計注采比3.86，具有一定的能量基礎。從實施效果來看，隨著累計注水量以及累計注采比的增加，相應的排液期和見油周期開始延長，從10天延長至25天以上，其中G204-93仍未見油，但初期的日產液能力明顯提高，呈現出高液量、高含水的初期生產特征。

通過繪制累計注水量、累計注采比與初期產能、含水的關系圖(圖3、圖4)。由圖3、圖4可以發現兩者之間存在一定的關系。隨著累計注水量的增加，初期日產油呈現出先增加后遞減的趨勢；當注水量小于 20000 m3時，初期日產油隨著注水量的增加而增加；當注水量大于 20000 m3時，初期日產油隨著注水量的增加而減少。初期含水則隨著累計注水量的增加一直增大，當注水量大于 20000 m3時，含水上升的幅度逐漸減小直至穩定在90%左右。隨著累計注采比的增加，轉采后初期日產油不斷減小，初期含水則不斷增大。

圖3 累計注水量與初期產能、含水的關系 圖4 累計注采比與初期產能、含水的關系

通過繪制累計注水量、累計注采比與半年后遞減的關系圖(圖5、圖6)。由圖5、圖6看出，隨著累計注水量的增加，半年后液量遞減率不斷減小；當累計注水量大于 10000 m3時，半年后液量遞減率可以減小到40%以下，表明較高的累計注水量是注轉采井長期穩產的必要條件。隨著累計注采比的增加，半年后液量和油量遞減率均呈現出下降的趨勢，較高的注采比表明井組內剩余油儲量豐度大，油層未得到有效動用，實施注水井轉采措施后注水井井間滯留帶的原油能夠持續流入井筒內，遞減趨勢相應減緩。

圖5 累計注水量與半年后液、油遞減的關系 圖6 累計注采比與半年后液、油遞減的關系

3.4 見水見效特征

總結了Z230區塊所有注轉采井對應采油井的見水見效特征：井組內對應油井平均初期單井產能為 8.81 t，投產一年后為 4.31 t，遞減率達到51.1%，對應油井15口，具有注水見效特征3口，見水6口。結合措施效果評價，針對見水方向明確、注水敏感的注水井實施轉采措施效果較為明顯。

4 結論及認識

1)致密油油藏由于儲層物性差，注采對應關系難以有效建立。大規模的水平井體積壓裂改造方式雖然能夠提高油井初產，但長期來看，注水不見效、遞減大、裂縫性含水上升、非均質性矛盾突出等問題是制約致密油高效開發的瓶頸，因此探索裂縫性含水上升、注水敏感的注水井實施轉采措施是一種重要的嘗試。

2)通過對歷年Z230區塊致密油注水井轉采措施效果的分析，認為致密油措施效果的重要因素包括儲層物性、壓裂改造規模、累計注水量及注采比以及見水見效特征等。在儲層物性方面確定了各個參數的下限及參考范圍，下步優選油層厚度h≥19 m、孔隙度φ≥10.7%、含油飽和度So≥48%，電阻在40～80 Ω·m 之間，聲波時差△t≥223 μs/m，滲透率K≥0.2 mD 的優質儲層。

3)壓裂規模宜采用“低砂比、大排量”的改造方式,以10%～15%的低砂比以及大于 5.5 m3/min 的大排量能夠有效改造儲層條件，改造規模至少保證單位油層厚度下加砂量≥2.5 m3/m；單位厚度的入地液量至少在 21 m3/m 以上。

4)保證注水井轉采后長期穩產的重要條件是前期的累計注水量和累計注采比，但是，較大的累計注水量和注采比，會增大注水井轉采后初期的含水，排液期和見油周期相應延長，不利于快速見效。結合前期的措施效果，注水井累計注水量控制在20000 m3左右，注采比控制在3.0左右為宜。

5)通過分析井組內油井見水見效特征可知，針對注水敏感的注水井轉采措施效果較好，同時應避免對應油井含水上升。