潛山裂縫性油藏不穩定注水量化研究及應用

馬奎前 房 娜 呂坐彬 岳寶林

中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300452

0 前言

不穩定注水技術是改善裂縫性油藏開發效果、實現降水增油的重要手段[1-7]。目前,國內外學者對不穩定注水技術研究主要以機理認識和實驗研究為主,而針對多種不穩定注水方式(包括脈沖注水、周期注水、異步注采等)和裂縫性儲層的匹配性研究,以及不穩定注水注采參數優化方面的研究較少,導致該項技術從理論認識走向礦場實踐仍面臨諸多難題[8-16]。

錦州25-1南潛山油藏是一個孔、縫十分發育的塊狀、底水油藏,地質結構復雜,儲層中深-1 750 m,構造幅度300 m,巖性以斜長片麻巖、二長片麻巖和碎裂巖為主,儲集空間以裂縫及沿裂縫分布的溶蝕孔隙為主,該油藏采用水平井開發,注水井部署在油水界面附近,采油井部署在構造高部位,形成頂底交錯立體注采的井網形式。該油藏于2009年12月投產,采用大液量生產,高峰采油速度4.3%,目前采出程度22.5%,綜合含水率68.2%,目前處于含水快速上升階段。為提高該類油藏開發效果,2017年12月開展不穩定注水礦場試驗,初期降水增油效果較好,但隨著不穩定注水輪次的增加,增油效果越來越不明顯[17-21],因此亟待進一步細化及量化不穩定注水方式,指導油藏優化注水工作的開展。

為提高該類油藏不穩定注水開發效果,通過對錦州25-1南潛山裂縫性儲層開展精細解剖,結合古地貌、儲層和裂縫發育的特點將潛山裂縫性儲層劃分為三類模式,總結了不同儲層模式下古地貌、儲層、裂縫及生產動態特征;結合DFN建模技術建立了三類儲層概念模型,明確了各類儲層剩余油分布規律及挖潛重心;在此基礎上,開展了注水方式和各類儲層適應性研究,優化了各類儲層注水方式、注采比和注水周期等參數,指導不穩定注水礦場實踐。

1 儲層模式的劃分

通過開展潛山儲層主控因素分析,研究表明古地貌和斷裂作用為裂縫性油藏儲層發育的主控因素,古地貌越高,斷層越發育的區域,往往油井獲取的產能越高。然而,對于那些靠近大斷裂帶的油井,由于易造成超大裂縫和強非均質性,油井往往過早水淹,開發效果較差[8-10]。因此根據錦州25-1南潛山油藏古地貌發育特征和斷裂系統,將錦州25-1南潛山油藏劃分為三類儲層,見圖1。

a)Ⅰ類儲層

Ⅰ類儲層古地貌高(80～150 m),儲層優質,裂縫發育(8～12條/m),由于雙向應力的作用裂縫形態以網狀交織縫為主,儲層物性好,非均質性弱,油井初期產能達300 m3/d,無水采油期長達1～2 a。Ⅱ類儲層古地貌相對平緩(60～90 m),該類儲層裂縫密度發育次之,在4～8條/m,儲層非均質性較Ⅰ類儲層非均質性增強,油井初期產能在100～200 m3/d,無水采油期一般在0.3～1 a。Ⅲ類儲層古地貌形態與Ⅱ類儲層古地貌形態相似,該類儲層由于靠近大斷層構造轉換帶,結合成像測井資料表明該類儲層易發育多條大裂縫,非均質性極強,油井投產后呈現快速水淹,開發效果較差。

2 三類儲層模式下供油規律

2.1 模型的建立

考慮三類儲層模式下裂縫發育特征、古地貌特征以及井網特征,應用Petrel軟件建立潛山三類儲層模型下機理模型,見圖2。其中,裂縫建模采用DFN建模的方式,基于地震資料確定大裂縫形態和位置進行大裂縫確定性建模,中小裂縫分布具有隨機性,為準確刻畫中小裂縫發育特征,基于實際區塊地震、成像測井資料約束,進行隨機建模,生成多個裂縫片,最終獲取了裂縫系統的孔隙度、滲透率及表征裂縫與基質溝通能力的σ因子。Ⅰ類儲層、Ⅱ類儲層和Ⅲ類儲層平均裂縫密度分別10條/m、5條/m和2條/m,平均σ因子分別為2.5、0.6和0.1。井網部署基于礦場實際情況,采用水平井布井模式,儲層底部設計1口水平注水井、儲層頂部設置1口水平采油井,兩口井呈45°交錯分布。

a)Ⅰ類儲層

2.2 供油特征

應用Petrel軟件示蹤劑追蹤技術,定義了基質和裂縫兩套系統示蹤劑名稱和示蹤劑類型,同時賦予每個網格示蹤劑的初始濃度,在精細歷史擬合的基礎上,采用定液量預測至經濟年限。

Ⅰ類儲層的儲層物性好,水驅油波及范圍大,裂縫系統采收率89.5%,基質系統采收率11.0%,綜合采收率30.5%,因此Ⅰ類儲層裂縫系統采出程度高,挖潛潛力較小,基質系統由于物性差,采收率較低,具有較大的挖潛潛力。Ⅱ類儲層裂縫系統和基質系統采收率分別為73.1%和8.0%,綜合采收率24.3%,與Ⅰ類儲層相比,Ⅱ類儲層裂縫系統仍具備挖掘潛力,同時基質系統采收率較低,因此Ⅱ類儲層的挖潛要兼顧擴大注入水的波及范圍和提高基質系統的驅油效率。Ⅲ類儲層水驅波及范圍內裂縫系統驅油效率較高,但由于注入水波及范圍小,導致基質和裂縫系統均富集大量剩余油,基質系統和裂縫系統采收率分別為54.0%和3.8%,綜合采收率15.8%,因此Ⅲ類儲層挖潛潛力較大,挖潛以擴大注入水的波及范圍,提高儲層的動用范圍為主。不同儲層模式下油井生產特征見圖3,三類儲層模式下裂縫系統剩余油分布特征見圖4,三類儲層模式下基質系統剩余油分布特征見圖5。

a)基質系統

a)Ⅰ類儲層

a)Ⅰ類儲層

3 不穩定注水量化研究

3.1 注水方式

目前,不穩定注水方式包括周期注水、脈沖注水和異步注采。結合錦州25-1南潛山油藏實際注采能力范圍,設計三類注水方式累計注采比采用1.0,一個注水周期為6個月。其中周期注水注水階段注采比采用2.0,停注階段注采比為0.0;脈沖注水為周期注水的一種變形形式,注水井不關停,只周期性改變注水量,注水的波動較為溫和,設計脈沖注水強注階段注采比采用1.5,降注階段注采比采用0.5。異步注采采取油井采油階段關停注水井、注水井注水階段關停油井的方式。

脈沖注水與周期注水相比,注水效率高,造成的小幅度壓力波動在一定程度上既能有效補充地層能量,保證油井供液能力,又能一定程度上發揮基質的滲吸作用,因此對于非均質性較弱的Ⅰ類儲層適用性強,脈沖注水可以提高采收率2.1%,見圖6。

圖6 不同注水方式下采收率提高幅度圖

周期注水相對于脈沖注水,造成的壓力波動更大,對于非均質性較強的Ⅱ類儲層,能充分發揮注水壓力擾動,提升基質巖塊的驅油效率,因此Ⅱ類儲層采用周期注水,提高采收率幅度最大,適用性最強。

Ⅲ類儲層由于存在優勢通道,注入水極易造成暴性水淹,因此“抑制水竄、提高注入水的驅替效果”至關重要。異步注采的優點是充分利用液流轉向,改變地下流場分布,提高注入水的平面波及范圍,但同時該種注水方式存在采油速度低、注水效率低的缺點,因此該種注水方式對于非均質極強的Ⅲ類儲層,適用性較強。

3.2 注采比和注水周期

以油藏采收率為評價指標,設置不同的注水周期(2個月、4個月、6個月、8個月和10個月)和注采比(0.8、0.9、1.0和1.1),開展不穩定注水的注水周期和注采比量化研究,見圖7～8。

圖7 不同注水周期下采收率對比圖

圖8 不同注采比下采收率對比圖

從圖7～8可以看出,各類儲層模式注水周期和注采比均在一定范圍內存在最優值,從Ⅰ類儲層至Ⅲ類儲層,注水周期逐步延長,合理的注水周期分別為4個月、6個月和8個月。這是由于合理注水周期主要由注采井之間壓力傳播的速度決定,Ⅰ類儲層物性好,裂縫切割較為均勻,注采井間壓力傳播速度快且壓力傳播較為均勻,采取的注水周期較短。Ⅲ類儲層應采取較長的注水周期,充分發揮流體的重力分異作用,延緩含水上升,擴大波及范圍。從Ⅰ類儲層至Ⅲ類儲層,累計注采比應降低,合理的注采比分別為1.0、0.9和0.8。這是由于儲層的非均質性越強,采用較高的注采比注水更易沿優勢通道竄流,因此從Ⅰ類儲層到Ⅲ類儲層,合理的注采比逐步降低。

3.3 礦場應用

A17注采井網為典型的凸起帶單元,古地貌較高,儲層優質,屬于Ⅰ類儲層模式。根據以上研究成果將注水方式由常規注水調整為脈沖注水的方式,高峰注采比采用1.5,低峰注采比采用0.5,注采周期采用4個月,截至目前共開展了3輪次脈沖注水,優化注水效果良好,單井日增油7 m3,年自然遞減率由8.9%降低至7.6%。

A35S1塊位于古地貌中點,屬于高斜坡單元,為Ⅱ類儲層。通過采用周期注水的方式,注水階段注采比采用1.8,注采周期延長至6個月,累計注采比采用0.9。通過優化注水方式后,A35S1井區含水率降低7.0%,單井增油13 m3/d。

E22塊生產井隨鉆過程中漏失嚴重,油井投產后含水快速上升至90%,初步分析該塊位于斷裂扭轉帶,易發育超大裂縫,為典型的Ⅲ類儲層,因此將注水方式轉變為異步注采,有效控制了含水上升速度,截至目前該塊油井單井平均增油14 m3/d,見表1。

表1 研究區產油量及含水率變化表

4 結論

1)通過對錦州25-1南潛山油藏儲層發育主控因素分析,根據古地貌形態和斷裂系統發育情況將儲層劃分為三類模式,明確了各類模式下裂縫發育特征、生產特征、剩余油分布規律及挖潛重心。

2)Ⅰ類儲層裂縫系統采收率高,挖潛以提高基質系統的驅油效率為主;Ⅱ類儲層要兼顧擴大注入水波及范圍和提高基質系統的驅油效率;Ⅲ類儲層注入水波及范圍小,挖潛以提高注入水的波及系數為主。

3)Ⅰ類儲層采用脈沖注水、注水周期4個月、注采比1.0;Ⅱ類儲層采用周期注水、注水周期6個月、注采比0.9;Ⅲ類儲層采用異步注采、注水周期8個月、注采比0.8,開發效果最優。

4)通過建立一套基于不同儲層模式下不穩定注水體系,指導了裂縫性油藏中高含水階段優化注水工作的開展,為同類油藏的開發提供借鑒。