鄂尔多斯盆地红河油田长8油藏周期注水技术研究

2018-08-18张本艳周立娟何学文王少朋

石油地质与工程 2018年4期

张本艳，周立娟，何学文，王少朋，闫梅

张本艳1，周立娟2，何学文2，王少朋2，闫梅2

（1．中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都 610041；2．中国石化华北油气分公司勘探开发研究院）

周期注水的实质是在地层中造成不稳定的压力场，使液体在地层中重新分布，从而提高采收率。从周期注水机理入手，采用渗流力学与数值模拟相结合的方法探讨地层的非均质性、润湿性、注水时机对周期注水的影响。红河油田长8油藏物性差，裂缝发育，弹性开发采收率不到2%，先导试验初期采用连续注水，水窜十分严重。通过对红河油田长8油藏试验井组周期注水试验方案的设计，最终确定了注水周期为65天，注水量2 752 m3, 压力波动至原来地层压力的110%。现场实施取得较好的效果，试验1年后单井最高累计增油930 t。

鄂尔多斯盆地；红河油田；长8油藏；周期注水；注水效果

鄂尔多斯盆地特低渗油藏岩性致密、渗流阻力大、天然能量不足。靖安、安塞、西峰等特低渗油藏采用超前注水技术进行开发，取得了很好的开发效果[1–4]。位于盆地南缘的红河油田长8油藏天然裂缝发育，采用弹性能量开发，递减快、采收率低。裂缝性油藏开发过程中由于基质、裂缝渗透性的明显差异，注入水易沿裂缝发育层位或区域窜流，降低注入水波及系数，造成油井的暴性水淹，而基质系统中却仍有大量原油未得到有效动用。现场注水先导试验井组连续注水补充能量水窜严重，故尝试采用周期注水改善开发效果。

1 区域概况

1.1 油藏地质特征

红河油田位于鄂尔多斯盆地西南部，构造上位于天环向斜南端，总体上东南高、西北低，局部发育小型鼻状隆起；受盆地边缘多期构造运动的影响，区内发育多组北东向、北西向断层，与局部天然裂缝较发育有一定关系。三叠系延长组长8储层是该区块的主要含油层系，有利沉积微相为三角洲前缘水下分流河道、河口坝。长8储层岩性以细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主，基质储层平均孔隙度10.5％，平均渗透率0.41×10-3μm2。部分井钻遇天然裂缝，岩心呈中等、轻微破碎，裂缝以北东方向延伸为主。长8储层物性对含油性控制较明显，为典型的超低渗裂缝性致密岩性油藏[5–6]。

1.2 油藏开发特征

直井初产油1.5～2.0 t/d，利用水平井分段压裂技术，大幅提高了单井初产（8.0～10.0 t/d）。由于长8地层压力系数低，初期年递减大于50%，依靠水平井弹性能量开发采收率低（1%～2%），经济效益差。为进一步落实有效开发方式及合理技术政策，通过室内论证注水参数，优选红河油田红河37井区一个井组开展周期注水先导试验。

2 周期注水机理

周期注水是在现有井网基础上有规律地改变油水井工作制度的一种注水开发方式，它以井组为单元，轮流改变其注入方式，在油层中建立不稳定的压力场，促使原来未被水波及到的储层部位投入开发，从而提高非均质储层的波及系数和扫油效率来提高原油采收率[7]。周期注水分为两个阶段，在注水升压阶段：注入水使裂缝系统的压力高于基质区的压力，从而在裂缝与基质区之间产生有效的驱替压力梯度，在驱替压差和毛细管力的双重作用下，一部分油从裂缝系统进入基质较深部位的含油孔隙中；此阶段会暂时阻碍基质与裂缝间的渗吸排油作用。在停注降压阶段：裂缝系统的压力低于基质区的压力，基质中的原油和水流向裂缝系统，在驱替压差和毛细管渗吸作用下，注入水滞留于基质区中，从而替换出等量的原油。周期注水强化了基质区的渗吸排油速度与深度，从而改善了油藏的增产效果。

3 周期注水影响因素

3.1 油层非均质性的影响

通过数值模拟对三组非均质组合模型：（10/200、20/200、50/200）进行了采出程度计算，由表1可见，非均质性越强的油层周期注水提高采出程度幅度越大。

表1 不同渗透率组合下周期注水与连续注水效果对比

对于常规油藏，非均质性越强，连续注水效果越差。注入水沿渗透性好的优势通道渗流，降低了注水波及效率。渗透率级差越大，驱替前缘就越不均衡，水驱油的效果就越差。周期注水主要是采用周期性注水的办法，使油层的高低渗透层之间产生交替压力波动和相应的液体交渗流动，创造了一个相对均衡的推进前缘，提高了水驱油的波及效率，改善了开发效果。

微裂缝不发育的油藏，注水将非常困难，甚至出现注不进的现象。微裂缝发育的超低渗油藏，在注水升压过程中，微裂缝是水的渗流通道，在停注降压过程中，也是渗吸出来的油流动的通道。

3.2 储层润湿性对周期注水的影响

周期注水时，毛细管压力是渗吸动力，但毛细管力曲线是用很少的岩样测试出来的，用它来代表整个油藏有一定的局限性。Leverett提出毛管力与饱和度的无因次函数表达式（1）[8]，该方法主要是基于毛管力曲线计算公式及渗透率和平均孔隙半径关系分析推导出的一个半经验公式。

式中：w为含水饱和度，%；c为毛细管压力，kPa；为界面张力，mN/m；为润湿角，︒；为渗透率，10-3μm2；为孔隙度，%。

所以，可将毛细管力写成：

为考察毛管力在水流动方向的变化，将式（4）对求偏导数，得：

图1 毛细管压力曲线

3.3 转周期注水时机对周期注水的影响

目前油田开发大多都采用连续注水方式，往往为了改善开发效果，连续注水一段时间，转入周期注水，因此就存在一个转入周期注水的最佳时机问题。

从数模结果来看（表2），在任何阶段由连续注水转为周期注水都能够改善开发效果，但含水率大于80%时，采出程度增幅不大，越早转入周期注水，效果越好。

表2 不同开始时机采出程度对比

理论上含水率30%～80%时转周期注水均合适，但在实践中，我国胜利、扶余、新疆及喇萨杏油田的周期注水都是在含水率80%～90%甚至更高的情况下开始的，也都取得了比较好的效果。前苏联鞑靼和西西伯利亚储层应用周期注水，在油田开发第一阶段可提高原油采收率6%~8%，在第二阶段为4%~5%，在最后两个阶段为1%~3%。越早开始周期注水，到开发结束增加的累积产油量越高[10]。

4 矿场实施

4.1 井组概况

试验井组位于HH37井区西南端，层位长812，平均砂岩厚度10 m，储层平均孔隙度10.1%，平均渗透率0.41×10-3μm2，裂缝较发育，油藏平均埋深2 250 m，面积2.5 km2，地质储量46.7×104t，前期采用水平井天然能量开发，2014年1月开始注水补充能量。总井数7口，其中注水直井4口，采油水平井3口，井网采用直注平采、段内注水，注采井距150～330 m（图2）。

4.2 周期注水参数论证

4.2.1 注水周期

理论注水周期按下式计算：

式中：T为注水周期，s；L为前缘推进距离，m；μ 为注入水黏度，mPa·s；Ct为地层综合压缩系数，10-4 MPa-1；K为地层渗透率，10-3μm2。

上式说明地层的弹性越差，周期就越短；油层渗透率越高，周期也越短。将注水井与采油井间的距离150～330 m、注入水黏度1.0 mPa·s、地层综合压缩系数19.4×10-4MPa-1、渗透率0.41×10-3μm2代入式（6）中，计算周期注水周期为41～90天，平均65天。

4.2.2 压力波动幅度

压力波动的幅度是油藏实施周期注水时的重要参数，直接影响周期注水见效时间的长短以及达到最佳效果所需的时间。数值模拟计算了不同压力波动幅度下采出程度（表3）。结果表明，并不是压力波动幅度越大采出程度越高，当压力波动幅度20%时，即压力在原始地层压力90%～110%之间波动时，采出程度最高。理论上，周期注水压力波动幅度越大，有效上覆地层压力作用也越强，地层和流体的弹性作用也越明显，从而增加了原油的采收率。但一方面地层能量补充会使地层压力增大，若压力增幅过大，不仅会造成微裂缝的重新开启，甚至超过地层破裂压力，导致严重水淹；另一方面裂缝发育的致密低渗油藏存在较强的压力敏感性，压降幅度过大岩心的渗透率造成不可逆的损失，从而导致油井产能的降低。

表3 压力波动幅度与注水效果关系

4.2.3 注水量

在实施周期注水时，原则上仍应根据注采平衡的原则来确定注水量，但是考虑到进行周期注水以后，含水率和产液量将会下降，波及体积和注水效率都会有所增加，因此实际的注水量将低于连续注水时的注水量。注水量公式见式（7）[11]。

将井组面积2.5 km2、砂体厚度10 m、孔隙度15%、地层水压缩系数4.2×10-4MPa-1（65 ℃时压缩系数）、地层变化前的压力16.8 MPa、地层变化后的压力18.5 MPa代入式（7）中，计算使地层压力上升至原来的110%，需注入水量2 752 m3。

4.3 井组效果

井组于2014年1月1日开始连续注水，试验井组三口采油水平井在投注初期，均发生严重水窜，含水率快速上升，产出水氯根快速下降，动液面明显上升。

2015年1月开始周期注水，周期注水方案为：在注水井开始注水时，采油井动态关停；当采油井动液面上升时，注水井停注，采油井开始焖井；当采油井动液面趋于稳定时，焖井结束，采油井开始采油。现场实施时，当累注水量达到2 000 m3时，采油井2动液面急剧上升，注水井立即停注，实际比设计的注水量少约750 m3，压力波动幅度为原地层压力的107%。分析认为，井组裂缝发育导致注入水沿裂缝窜至生产井。

采油井开井后，3口油井均见效，日产油较周期注水前有所上升，平均单井增油2.19 t/d，含水稳定在70%左右。采油井2两侧注水，首先见效，且见效时间最长。采油井1和采油井3单侧注水，见效情况略差于采油井2。到2016年1月31日油井全面关停，增油效果明显（表4）。