致密油注水吞吐采油技术在吐哈油田的探索

李晓辉

(中国石油吐哈油田分公司，新疆 哈密 839009)

0 引言

致密油开发是近年来油田开发上产的新领域，体积压裂是致密油开发的有效手段[1－2]。马56块是吐哈油田致密油开发区。该区块为火山岩致密油藏，油藏埋深为2000～3000 m，储层厚度为20～40 m，孔隙度为8.4% ～19.1%，渗透率为0.1×10－3～1.0×10－3μm2，裂缝和微孔隙发育。地层压力为20.4 MPa，地层温度为60.9～70.7℃，属异常低压、异常低温系统。目前有生产井24口，初期单井产量高达40 m3/d。因衰竭式开发无法补充地层能量，导致产量递减加快，部分油井出现供液不足现象。在分析体积压裂排液变化规律和生产特征的基础上，结合注水吞吐机理研究[3－18]，提出致密油注水吞吐开发技术，从而补充地层能量，实现区块的稳产。

1 致密油注水吞吐技术原理

1.1 机理研究

马56区块油井均需通过体积压裂获得高产，初期可自喷生产。油井在压裂返排过程中，大量压裂液滞留在储层尚未排出，出现“返排率低、早期见油快、后期产量及含水稳定”的特征。通过对致密油体积压裂单井生产特征分析，结合常规油藏注水开发基础理论研究认为，体积压裂后油井的生产特征与常规油藏注水吞吐的生产曲线特征非常相似，具有注水吞吐类似机理。

(1)补充地层能量。致密油油藏油井利用自然能量衰竭式开发，大量压裂液滞留在储层未排出，起到类似“注水增压”的作用，从而对地层起到补充能量作用。

(2)重力分异油水置换。体积压裂形成复杂缝网，大量压裂液进入储层并分散于各个缝网，因油水重力分异，压裂液不断向储层缝网较低部位运移，油向缝网内高部位运移聚集，油水之间不断发生重力置换，压裂液进入缝网底部抬升了油水界面高度，可利用流体压缩产生的弹性能量作为驱动实现注水吞吐采油。

(3)渗吸排油。利用储层岩石的亲水性，发挥毛细管力吸水排油作用，将大量压裂液吸入缝面小空隙和基质微孔并滞留在其中，从而将孔隙和微孔中的原油驱到高渗区，利用油水重力差异促使油水饱和度重新分布，单井生产过程中出现产量稳定且含水稳定、生产周期较长的特征。

1.2 注水吞吐条件

结合上述机理研究，致密油储层实施注水吞吐需具备以下地质条件。

(1)亲水性。储层岩石的润湿性是决定注水吞吐有效的首要客观条件。

(2)独立封闭式储集体。致密油具有低孔、超低渗特征，单井之间不具备储层连通效应特征，即单井控制储量范围内，可看作一个独立的封闭性储集体，能有效保证地层能量不向外界扩散。

(3)裂缝和微孔隙发育。裂缝和微孔隙发育程度影响注水吞吐效果，致密油实施体积压裂形成的复杂缝网，裂缝十分发育，可看作一个独立的裂缝性单元体。

(4)无能量补充。致密油为衰竭式开发，初期依靠地层能量获得较高产量，短期内产量递减快、无能量补充，且具有一定储量的剩余油。

2 影响注水吞吐效果的主要因素

影响致密油注水吞吐效果的主要因素包括岩石润湿性、注入介质、周期注入量、注入速度、注入压力、闷井时间。

2.1 岩石润湿性

岩石亲水程度客观决定了注水吞吐有效性。岩石亲水性越强，毛细管渗吸能力越强，渗吸效率越高。研究认为，马56区块岩石具有一定亲水性(表1)。

表1 岩石润湿性试验测试结果

2.2 注入介质

注入介质可选择清水、活性水、滑溜水等液体。考虑到储层存在较强的水敏伤害，实验评价了不同浓度防水敏剂BCS－851的效果(表2)。由表2可知，防水敏剂浓度越大，伤害率越小。综合考虑成本和防水敏伤害率，优选浓度为1.5%的BCS－851活性水作为注入介质。

表2 防水敏伤害评价实验结果

2.3 周期注入量

注水吞吐按照“无砂比压裂液压裂”思路实施，在满足地层亏空程度的基础上，为对比体积压裂与注水吞吐的采油效果，注水吞吐的周期注入量可按前期体积压裂的入井液量确定。

2.4 注入速度

注入速度影响地层压力恢复的快慢，也影响现场施工周期长短。为提高注水时效，在满足井口承压能力前提下选择超破裂压力、大排量注入原则。

2.5 注入压力

为实现“开启微裂缝和人造裂缝”的技术思路，注入压力需超过破裂压力。根据地层破裂压力、注入排量、流体流动摩阻、井口承压能力等因素，计算不同排量下的合理注入压力(表3)。表3中储层深度为2278～2287 m，地层破裂压力为45.68 MPa，注入介质为活性水。

表3 不同排量下的注入压力

由表3可知，注入排量越大，井口注入压力越大，对注入设备要求越高。考虑到现场实际注入设备的注入能力，推荐注入压力为27.4～40.4 MPa，对应的注入排量为1.5～3.0 m3/min。

2.6 闷井时间

闷井是为了利用油层的亲水性，充分发挥毛细管吸水排油的作用，在渗析作用下对油水饱和度和油水界面重新分布，有利于原油的采出。因此，注水结束后关井，根据井口压力变化情况确定闷井时间。在闷井期间，及时观察井口油压变化，待油压下降幅度趋于平稳或是下降幅度小于0.1 MPa时停止闷井。

3 现场实施情况及效果

马55井于2013年7月通过体积缝网压裂方式投产，随着衰竭式生产，单井产量递减快，日产油由初期的8.0 t/d下降至0.9 t/d。2014年6月开展注水吞吐方案可行性研究。设计注入参数:周期注水量为2000 m3，注入排量为1～2 m3/min，注入压力为30～40 MPa。于2014年7月18日至24日实施注水，实际注入压力为30～38 MPa，注入排量为0.2～0.5 m3/min，日注入量平均为285 m3/d，累计注入2000 m3。实施注水吞吐前日产液为1.3 m3/d，日产油为0.9 t/d，含水为16%，注水吞吐后初期最高日产油为5.0 t/d，截至目前，有效期已达9个多月，平均单井日产液为2.3 m3/d，日产油为1.5 t/d，含水为16%。平均日增油0.6 t/d，累计增油155 t，取得较好增油效果。

4 结论及认识

(1)实施致密油注水吞吐须具备4个基本条件:油藏具有一定的亲水性，裂缝或微孔隙发育，具有一定的封闭性储集体，具有一定的剩余油分布。

(2)致密油注水吞吐具有补充地层能量的作用，同时具有渗吸机理和油水重力分异作用，彼此之间的作用相互存在，相互关联。

(3)马55井注水吞吐试验取得了一定效果，但只实施了一个周期，长期效果还需进一步验证。

[1]刘新，张玉纬，张威，等.全球致密油的概念、特征、分布及潜力预测[J].大庆石油地质与开发，2013，32(4):168－174.

[2]魏海峰，凡哲元，袁向春.致密油藏开发技术研究进展[J]. 油气地质与采收率，2013，20(2):62 －66.

[3]韩忠英，薛世峰.裂缝扩展注水技术机理[J].大庆石油地质与开发，2012，31(6):119 －123.

[4]雷刚，董平川，尤文浩，等.低渗透变形介质砂岩油藏注水见效时间及影响因素[J].油气地质与采收率，2013，20(6):69 －72.

[5]杨亚东，杨兆中，甘振维，等.单井注水吞吐在塔河油田的应用[J].天然气勘探与开发，2006，6(2):32－35.

[6]黄大志，向丹，王成善，等.油田注水吞吐采油的可行性分析[J].钻采工艺，2003，7(4):28－30.

[7]王鹏志.注水吞吐开发低渗透裂缝油藏探讨[J].特种油气藏，2006，13(2):46 －47.

[8]杨凯.裂缝性低渗透油藏注水吞吐开发影响因素分析[J]. 特种油气藏，2010，17(2):82－84.

[9]黄大志，向丹，等.注水吞吐采油机理研究[J].油气地质与采收率，2004，11(5):39 －40.

[10]李继强，杨承林，许春娥，等.黄河南地区无能量补充井的单井注水开发[J].石油与天然气地质，2001，9(1):222－224.

[11]荣元帅，黄咏梅，刘学利，等.塔河油田缝洞型油藏单井注水替油技术研究[J].石油钻探技术，2008，36(4):57－60.

[12]涂兴万.碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油开采的成功实践[J].新疆石油地质，2008，12(6):735－736.

[13]吴奇，胥云，王腾飞，等.增产改造理念的重大变革——体积改造技术概论[J].天然气工业，2011，31(4):7－12.

[14]翁定为，雷群，等.缝网压裂技术及其现场应用[J].石油学报，2011，32(2):237 －241.

[15]姜瑞忠，卫喜辉，王世朝，等.考虑毛管滞后的周期注水作用机理数值模拟[J].油气地质与采收率，2013，20(4):49－52.

[16]崔传智，姜华，段杰宏，等.基于层间均衡驱替的分层注水井层间合理配注方法[J].油气地质与采收率，2012，19(5):94 －96.

[17]李南，程林松，段泓全，等.超低渗透油藏注水方式研究[J].油气地质与采收率，2012，19(4):78－80.

[18]黄文芬，秦学杰，杜笑咏.弱挥发性黑油油藏注水及注气开发效果研究[J].油气地质与采收率，2012，19(4):87－89.