塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏定量化注水技术研究

2018-05-23李佳玲袁飞宇李成刚

石油地质与工程 2018年2期

田亮，李佳玲，袁飞宇，李成刚

塔河缝洞型油藏是以大型溶洞和裂缝为主要储集空间的特殊油藏类型，储集体分布复杂，主体缝洞介质内流体流动不符合达西渗流规律[1]。“十一五”期间，主要针对封闭型单井开展注水吞吐，利用重力分异作用置换替油并补充地层能量，提高油井采收率[2]。“十二五”期间，提出了以缝洞单元为油藏基本管理单元，实施差异化开发的模式，形成了以单井注水替油、单元井间水驱为主导的提高采收率技术，通过油藏数值模拟手段，发展了缝注洞采、低注高采等相对高效的注采方式[3]。“十三五”期间，开始缝洞型油藏精细注水、定量化注水探索研究，首先是利用蚂蚁体追踪技术，结合最大曲率属性及振幅梯度属性，实现低序级断裂内幕结构刻画[4]和缝洞空间组合关系的描述[5]，指导注采井网部署；其次根据几何形态相似、运行形态相似的的缝洞组合体物理模型，开展水驱模拟实验[6,7]；同时由类干扰试井理论结合示踪剂扩散理论分析井间综合流量系数，初步定量化表征井间连通程度[8]，并提出缝洞型油藏非对称不稳定注水技术[9]，提出在注水初期可以利用示踪剂监测峰值及时间来近视确定合理的停注时间。本文将在前人研究的基础上，根据矿场经验总结，综合精细缝洞描述、油藏工程方法、动态监测结果，进一步深化矢量化注采井网构建和定量化注水方法的研究。

1 定量化、差异化注采井网构建技术

1.1 定量化注采井网构建技术

塔河油田缝洞型油藏开发过程一般可分为“弹性能量自喷开发、注水（气）替油开发、水（气）驱井间驱”等3个过程，水驱井网多是从产建井网过渡而来。在前期注水井网构建时，多利用未建产井、单元边部井、低产低效井转注，受转注井储层发育差、储量丰度低的影响，前期单元注水普遍表现出注入压力高、响应程度低、无效注水井多等特点，注水有效率仅40%左右。目前，在资料新采集、缝洞新刻画、地质新认识的支撑下，为提高井间储量动用程度，有效减缓自然递减率，逐步发展了定量化注采井网构建技术。该技术的核心是：应用蚂蚁体裂缝识别技术、分频能量体技术，在缝洞单元的基础上进一步划分关联井组，实现缝洞静态连通关系精细刻画；应用井间干扰试井技术，对静态关联的井组试井，进一步定量化计算井间渗透率。在上述两项工作基础上，选取关联井组内部核心井转注，在碳酸盐岩缝洞型油藏中探索矢量化注采井网构建，尽最大可能提高井网利用率和注水有效率。应用此项技术后，塔河油田单元注水有效率达到55%左右，较前期提高15%。

1.2 差异化注采井网构建技术

不同的岩溶地质背景区，其储层发育程度、展布形式、井间连通方式都存在巨大的区别。在塔河油田缝洞型油藏注水实践过程中，逐渐形成了差异化注采井网构建技术。风化壳岩溶区，地层整体抬升，受表层大气水淋滤作用影响，裂缝及溶蚀孔洞普遍发育，井间连通程度高，注水时相应构建了一注多采“多维井网”。暗河岩溶区，受抬升—下降—抬升多期岩溶作用影响，局部井区纵向发育多套暗河管道，其中表层暗河多发育在T74面下 60～120 m深度，深部暗河多发育在T74面下 120～200 m深度，注水时相应构建了“立体结构井网”，目的是提高纵向水驱控制程度。断控岩溶区，储层展布形式严格受北东、北西向两组共轭剪切断裂控制，注水时相应构建了沿断裂的“线状井网”。

与储层连通形式相统一而构建的差异化注采井网，决定了注水工艺的选取和注采参数的制定，如风化壳岩溶区，多维连通，井组控制储量较大，采取大排量注水方式；暗河立体结构井网区，采取分层注入工艺；断溶体背景线状井网区，连通单一、井组控制储量较小，采取“周期注水+温和注水”方式。

2 注水参数定量化

2.1 底水缝洞油藏注水强度定量化

针对弹性水压驱动油藏，塔河强底水型缝洞注水实践表明，通过制定合理的注水强度，在井间驱油的同时，还能有效抑制底水锥进速度。采用“封闭未饱和弹性驱物质平衡方程+未饱和水压驱动油藏物质平衡方程”理论模型（图 1），将流动过程分解为两部分进行处理，计算确定注水前自然水侵强度及注水受效后水侵量变化，从而确定合理的注水强度（注水强度=水侵速度），计算步骤如下：

初期直线段用封闭油藏弹性驱物质平衡方程：

图1 弹性驱+水压复合驱水侵计算模型图

式中：N为标况下原油地质储量，m3；OiB 为原始地层压力下，原油体积系数；pN 为标况下累计采油量，m3；oB为地层压力为P的情况下，原油体积系数；tC为油藏综合弹性系数，m3/MPa；PΔ为地层压力变化量，MPa。

水压驱动段物质平衡方程：

式中： We为水侵量，m3； Win为注水量，m3； Wp为产水量，m3； Bw为P压力下地层水的体积系数。

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（1）步骤1，计算弹性驱阶段单位压降采液量：

式中：J为单位压降采液量，m3/MPa；1N为阶段采液量，m3；1P、2P分别为阶段地层压力，MPa。

（2）步骤2，计算“弹性驱+底水驱”混合驱阶段水侵速度：阶段弹性采油：阶段水侵量：

式中：Q为阶段弹性产量，m3； N2为阶段采液量，m3；t为生产时间，天。

（3）步骤3，计算纯天然水驱阶段计算水侵速度：

阶段弹性采油：

阶段水侵量：

式中： N3为阶段采液量，m3。

阶段水侵量：

式中： N4为阶段采液量，m3。

例如，塔河TH12-1井组，为一注一采井组，在进入“底水+人工注水”复合驱阶段后，在相同的工作制度下，注水阶段所对应的底水水侵量小于停注阶段底水水侵量（表 2），表明注水能够有效抑制底水水侵，延长无水采油期。计算结果显示该井天然水侵速度为60 m3/d，综合考虑采油强度，设计注水强度 50～60 m3/d，则能达到注水水窜风险和抑制底水锥进之间的平衡。通过定量化注水强度设计，该井累采油20×104t，目前仍保持无水生产。

2.2 封闭性弹性驱动缝洞油藏注水强度定量化

针对封闭性弹性驱动缝洞油藏，考虑到注水井多为油井，生产效果变差后转注，导致井组注水时机相对滞后，在开始注水时，井组存在一定的亏空体积，因此，井组试注阶段，多采取高注采比方式。这种注水方式的缺点是注水强度不易控制，注入水容易沿高渗通道突破形成连续水相。为解决上述问题，借鉴系统试井方法，采取从低到高、逐渐提高注水强度的方式，验证最合理的注水强度，如图2a所示：第1阶段（低注水强度阶段），注水后采油井能量变化趋势较注水前无明显变化，注采比偏低；第2阶段（高注水强度阶段），提高注水强度后，采油井能量上升幅度较大，注采比偏大；第3阶段（注采平衡阶段），降低注水强度，采油井能量趋于稳定，此时达到注采平衡，注水强度最佳。

表1 TH12-1井组阶段水侵速度统计

2.3 注水周期定量化

利用井组示踪剂曲线，实现注水周期定量化。如图2b所示，第12天示踪剂段塞前缘已至采出井，第22天示踪剂浓度出现峰值，说明示踪剂段塞已完全突破采出井[10-13]；第39天示踪剂已完全扩散，衰减至正常浓度。根据上述各时间节点，定量化制定周期注水时间（表2）。

2.4 各向分水率定量化

针对一注多采井组，各向分水率定量化研究是实现均衡注采的关键，其计算共有5个步骤：

表2 示踪剂曲线—注水周期定量化解释

图2 注水参数定量化图版

（1）步骤1，计算采油井注水前单位压降采液量：

式中：J为单位压降采液量，m3/MPa；1Q为注水前阶段采液量，m3；1PΔ为注水前阶段压降，MPa。

（2）步骤2，计算采油井注水阶段采油井能量补充：

式中：2PΔ为注水阶段能量补充，MPa；PΔ为注水阶段地层能量变化量，MPa；2Q为注水阶段采液量，m3。

（3）步骤3，计算绝对分水量：

式中：W分为绝对分水量。

（4）步骤4，计算各向分水率：

式中：Wf为各向分水率，%；Win为日注强度，m3/d。

（5）步骤5，根据各向分水强度进行注采调整。

以塔河油田 TH-2注水井组为例，该井组前期采取连续注水+大排量注水方式（2011年 11月至2013年3月），阶段注水9.8×104m3，阶段增油0.4×104t，阶段提高采收率0.4%。当注入水突破、采油井含水上升后，首先及时改变注水方式，采取周期注水+小排量注水方式（2013年3月至2015年3月），其次根据井组示踪剂曲线解释结果，定量化设计注水周期（注25天、停20天），阶段注水5.9×104m3，阶段增油1.2×104t，含水从连续注水末期的 90%逐渐下降至 10%，阶段提高采收率 2%。通过 TH-2井组的实践经验，说明针对缝洞型油藏，采取“周期注水+定量化注水”方式，能够有效提高水驱采收率。