致密油藏水平井注水吞吐效果评价方法

2022-05-09邸士莹程时清李旺东缪立南

特种油气藏 2022年2期

邸士莹，程时清，代力，李旺东，缪立南，刘琦

(1.中国石油大学(北京)，北京 102249；2.中国石油塔里木油田分公司，新疆塔里木 843399；3.延长油田股份有限公司，陕西靖边 718500；4.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆 163458；5.中国石油吐哈油田分公司，新疆哈密 839000)

0 引言

致密油藏注水吞吐初期增油效果显著，成为接替衰竭开采、补充地层能量的有效开发方式[1-2]，注水吞吐开发效果评价也逐渐备受重视，因此，确定评价指标及评价方法至关重要。常规油藏注水吞吐的评价指标和评价方法已经比较完善；闵田才等[3]选取水驱油效率、水驱波及系数等指标，采用实际资料与理论曲线对比的方法，较好地评价了开发效果；李斌等[4]、苏彦春等[5]选取含水上升率等6项评价指标，应用于渤海海域27个油田或单元；缪飞飞等[6]、李芳玉等[7]、李承龙等[8]针对特低渗油藏水平井开发特点，引入注水见效周期、水平段产液率2个新的评价指标，采用虚拟开发等方法，构建了特低渗透油藏水平井综合评价体系。张继风等[9]认为模糊综合评判法在理论和应用上最为成熟。但上述评价指标不适用于致密油藏水平井多周期注水吞吐效果评价。致密油藏受天然裂缝发育复杂、油藏动态监测手段有限等诸多因素的限制[10-11]，水平井注水吞吐开发效果评价指标和评价方法鲜有研究[12-20]，目前尚无成熟的指标体系。因此，通过引入裂缝发育程度系数等参数，提出了10项评价指标，运用模糊数学法构建了致密油藏水平井注水吞吐开发效果评价方法。

1 致密油藏注水吞吐效果评价指标

某致密油藏M区块是以火山灰沉积为主的凝灰岩致密油藏，主要受二叠纪末期发育的古洼地与火山机构控制。M区块为构造-岩性复合型油藏，油藏埋深为1 840～2 725 m，地层压力系数为1.013，油藏地层温度为65.3 ℃。天然裂缝发育，凝灰岩整体为中性润湿/油湿，储层平均孔隙度为17.71%，平均渗透率为0.063 mD。2015年开始采用水平井注水吞吐方式采油，截至2019年7月，注水吞吐达120井次，其中56口井已经吞吐3～6个周期，条形井网分布，井距为200～400 m。分析该区块的生产动态特征，综合考虑地质特征、压裂工艺和吞吐工作制度等多种因素，研究致密油藏水平井注水吞吐开发评价指标。

1.1 缝网发育系数

致密储层中天然微细裂缝不仅是原油的储集空间，还是重要的原油渗流通道。天然裂缝的发育程度影响水平井产能，在相同压裂参数情况下，天然裂缝越发育，水平井产能越高。压裂返排初期，仅返排出靠近井筒的压裂缝中的压裂液，天然微细裂缝中的压裂液几乎不能排出。随着返排时间的延长，部分天然微细裂缝的压裂液被返排出来。返排的总压裂液减去进入压裂裂缝中的压裂液，即为从天然裂缝返排的压裂液。压裂液滞留量与压裂缝和天然微细裂缝组成的缝网体积密切相关，反映了缝网发育程度。

在压裂过程中，过高的延伸压力使压裂液从压裂裂缝进入周围的天然裂缝中，地层吸液能力增加，天然微细裂缝不断向前扩展及沟通。由图1可知，裂缝相互沟通形成的缝网越复杂，裂缝导流能力越强，水平井的产量随之增加；加砂量越大，压裂裂缝越长，越容易沟通天然裂缝，压裂水平井产量增幅越大。

图1 3类储层缝网发育程度示意图Fig.1 The schematic diagram of the development degree of the fracture network of the three types of reservoirs

为了量化裂缝的发育程度，引入缝网发育系数，考虑压裂返排率和压裂后产量增加倍数，依据现场实际经验可得每个参数各占50%权重。文中提出的缝网发育系数表达式为：

(1)

式中：Fn为缝网发育系数；Rfb为返排率，%；a为归一化系数，当取最大返排率值时(30%～40%)a为0，取最小返排率时a为1；Qr为压裂前累计产油量，m3；Qe为加砂量预估产量，m3。

压裂主裂缝、次生裂缝和与压裂缝沟通的天然微细裂缝组成了复杂裂缝网，用SRV区表征裂缝发育区域，USRV区表征裂缝不发育区域，将储层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类(图1)。压裂初期，水平井动用区域主要是拉链式压裂裂缝、次生裂缝，天然裂缝处于原始状态；此时水平井动用区域是USRV区，Fn<0.33，属于Ⅲ类储层(图1)。随着压裂液的注入，井底压力增加，天然裂缝扩展，导流能力增大，地层吸液能力增加，此时0.330.60，水平井动用区域均为SRV区，属于I类储层(图1)。

根据式(1)计算M区块56口井缝网发育系数，其中31口井平均缝网发育系数为0.69，属于Ⅰ类储层，前3 a平均单井累计产油量为8 546.12 m3；16口井平均缝网发育系数为0.53，属于Ⅱ类储层，前3 a平均单井累计产油量为4 431.92 m3；9口井平均缝网发育系数为0.32，属于Ⅲ类储层，前3 a平均单井累计产油量为2 774.05 m3(表1)。

表1 3类储层缝网特征Table 1 The fracture network characteristics of three types of reservoirs

由表1可知，近井地带天然裂缝发育良好，天然裂缝与人工缝、诱发的次生裂缝相互连通形成缝网，裂缝导流能力高。因此，Ⅰ类储层油井累计产油量高；Ⅲ类储层天然裂缝发育较差，储层导流能力差，油井累计产油量低。

1.2 压裂液净入地量

天然裂缝或微细裂缝扩展后，注入的压裂液进入这些裂缝，并进入基质孔隙置换原油，分析压裂液净入地量有助于分析注入地下体积，优化压裂工艺。岩心实验表明，压裂液可以改善润湿性，有利于发挥渗吸作用，提高注水吞吐效果。由于储层中丰富的黏土矿物遇水膨胀，导致压裂液被大量吸入。如果裂缝和基质间的压差足够大，压裂液进入到基质中，此时基质中的流体包括原始流体和注入的压裂液。

因此，压裂液净入地量作为致密油藏开发效果重要评价指标，不容忽视。定义压裂液净注入地下体积公式为：

Vnet=Vwin+Vfrc-Vo/Bo-Vw

(2)

式中：Vwin为注入水体积，m3；Vfrc为进入地层压裂液体积，m3；Vo为地面原油体积，m3；Bo为原油体积系数，m3/m3；Vw为采出水体积，m3；Vnet为净注入地下体积，m3。

根据式(2)计算M区块51口井压裂液净入地量，其中23口井压裂液净入地量大于1.0×104m3，前3 a平均单井累计产油量为8 662.7 m3，产量高，划分为Ⅰ类；15口井压裂液净入地量为0.50×104～1.00×104m3，前3 a平均单井累计产油量为4 581.20 m3，产量较高，划分为II类；13口井压裂液净入地量小于0.50×104m3，前3 a平均单井累计产油量为2 754.05 m3，产量低，划分为Ⅲ类。

1.3 注水吞吐有效注水率

影响致密油藏注水吞吐开发效果因素较多，其中吞吐期间注水量影响较大。大量特低渗透和致密油藏开发实践表明存在大量无效注水，注入水并没有完全转化为驱替能量。采用物质平衡方法计算有效注水量。

注水吞吐有效注水率是指吞吐期间有效累计注水量与实际累计注水量的比值，下面采用物质平衡方法计算有效注水率。

(3)

式中：Ir为注水吞吐有效注水率，%；Wia为实际累计注水量，m3；N为原始石油地质储量，m3；Np为累计产油量，m3；Wf为压裂液注入量，m3；Wp为累计产水量，m3；Bo为地层原油体积系数，m3/m3；Boi为原油原始体积系数，m3/m3；Bw为地层水体积系数，m3/m3；CB为综合压缩系数，MPa-1；Δp为截至目前的油藏平均压降，MPa。

将实测的平均地层压力、累计产油量、累计产水量、油水的体积系数、当前实测地层压力和原始地层压力代入物质平衡方程中，通过式(3)计算出有效注水量。注水吞吐有效注水率是指吞吐期间有效注水量与实际注水量的比值。

根据式(3)计算M区块56口井注水吞吐有效注水率。有效注水率大于60.0%有18口井，平均单井年产油量为2 861.11 m3/a，产量高，划分为Ⅰ类；有效注水率为40.0%～60.0%有22口井，平均单井年产油量为1 527.06 m3/a，产量较高，划分为Ⅱ类；有效注水率小于40.0%有16口井，平均单井年产油量为928.18 m3/a，产量低，划分为Ⅲ类。M区块2017年7月至2018年9月有效注水率保持在50%左右，2019年吞吐液量显著升高，但注水吞吐有效注水率降至40.5%，表明无效注水增加(表2)。

表2 M区块注水吞吐有效注水率Table 2 The effective water injection rate of water-flood stimulation in Block M

1.4 注水吞吐油水置换率

致密油藏注入水将原油从基质和裂缝中置换出来，同时恢复地层压力，补充地层能量。注水阶段，注入水沿裂缝进入低渗透储层，由于基质系统渗透率极低，基质系统与裂缝系统的渗透率存在较大的差别，注入水先流入裂缝并向前推进。裂缝中的水在渗吸作用下由天然裂缝进入基质中(图2a)。闷井阶段，注入水不断渗吸侵入基质，裂缝压力逐渐降低。在压力梯度和毛管力的共同影响下，将其中的剩余油驱替到裂缝中(图2b)。采油阶段，水平井底附近天然裂缝中原油流向压裂裂缝，进而流入井筒，裂缝系统中的压力继续下降，基质中的剩余油持续从天然裂缝流向压裂裂缝(图2c)。

图2 注水吞吐过程示意图Fig.2 The schematic diagram of water-flood stimulation process

为了评估注水吞吐置换能力，引入注水吞吐油水置换率的概念，定义注水吞吐油水置换率为单井累计增油量与累计注水量的比值，其计算公式为：

F=No/Ei

(4)

式中：F为注水吞吐置换率，%；No为单井累计增油量，m3；Ei为单井累计注水量，m3。

根据式(4)计算M区块56口井注水吞吐油水置换率。其中22口井注水吞吐油水置换率大于5%，吞吐置换出原油4 489.03 m3，产量高，划分为Ⅰ类；20口井注水吞吐油水置换率为2%～5%，吞吐置换出原油3 285.00 m3，产量较高，划分为Ⅱ类；14口井注水吞吐油水置换率小于2%，吞吐置换出原油2 759.35 m3，产量低，划分为Ⅲ类。

1.5 吞吐周期产量递减率

分析M区块1～4周期吞吐月产液及含水数据(图3)，发现多周期吞吐后增油效果变差，特别是第4周期吞吐单井月产油小于100 m3/月，吞吐效果逐渐变差。

图3 典型井注水吞吐井开采曲线Fig.3 The production curve of typical well with water-flood stimulation

吞吐周期产量递减对致密油多周期注水吞吐效果影响较大，目前没有可供参考的评价标准。引入吞吐周期产量递减率的概念：

Dj=(Qj-Qj+1)/Qj

(5)

式中：Dj为注水吞吐周期产量递减率，%；Qj为注水吞吐第j周期产油量，m3；Qj+1为注水吞吐第j+1周期产油量，m3。

根据式(5)计算M区块56口井吞吐周期产量递减率。其中20口井吞吐周期产量递减率小于30%，划分为Ⅰ类；24口井吞吐周期产量递减率为30%～45%，划分为Ⅱ类；12口井吞吐周期产量递减率大于45%，划分为Ⅲ类。

1.6 注水吞吐评价指标及分类界限

在缝网发育系数、压裂液净入地量、注水吞吐有效注水率、注水吞吐油水置换率、吞吐周期递减率5项指标基础上，同时考虑地层能量保持程度、采油速度、含水率、存水率、水平井单段加砂强度5项常规评价指标，建立致密油藏水平井注水吞吐开发效果评价10项评价指标，并确定取值界限(表3)。

表3 注水吞吐开发效果评价指标及分类取值界限Table 3 The evaluation index and classification value limit of development effect by water-flood stimulation

2 注水吞吐效果评价方法

影响致密油产量的因素众多，九标度法考虑了诸多因素，因此，应用九标度法建立权重集和模糊判断矩阵，将指标因素集转化到分类集，进行模糊计算与类型识别，将评价结果定量化，综合评判注水吞吐开发效果。

2.1 九标度法评价方法的原理

权重实质是因素对“重要性”的隶属度，单因素权重的大小将对评价结果产生直接的影响。根据前文选取的10项评价指标，采用九标度法对全部因素两两对比，并建立因素权重集，表示为：

U={u1，u2，…，um}

(6)

式中：U为评价指标的集合；um为评价对象；m为评价指标个数。

评语集是对被评价对象的各个评价结果的集合，表示为：

V={v1，v2，…，vn}

(7)

式中：V为评语集，即评价结果集合；vn为评语；n为评价结果的级数。

建立模糊矩阵R，对被评价对象的每个因素um进行量化，即确定单因素对各等级模糊子集的隶属度，进而得到模糊关系矩阵为：

(8)

式中：R为模糊矩阵；Rm为矩阵中的元素；rmn为单因素评价矩阵，可以看作是因素集U和评价集V之间的一种模糊关系，即影响因素和评价对象之间的“合理关系”。

因素集上各因素评价结果为如下：

(9)

式中：Y为开发判度，通过与评判标准比较，判断开发效果。

采用以上开发效果评价方法，能够评价致密油注水吞吐开发效果。

2.2 实例分析

利用上文建立的评价方法评价M区块水平井注水吞吐效果。结合同类致密油藏注水吞吐实践，确定了注水吞吐开发效果评判分级界限(表4)。

表4 注水吞吐效果评判分级界限Table 4 The classification limits for water-flood stimulation effect evaluation

根据式(6)～(9)计算M区块开发判度Y为0.64，属于Ⅱ类，表明该区块注水吞吐开发效果较好。评价M区块51口井，开发效果可知，Ⅰ类井比例达到45.1%，II类井比例占25.5%，Ⅲ类井比例占29.4%，总体开发效果好。将评价结果与实际产量评价结果做误差分析，实际产量评价开发效果Ⅰ类井比例达到38.8%，Ⅱ类井比例占36.5%，Ⅲ类井比例占24.7%。2种评价结果的符合程度达86.21%，证明该评价体系可以辅助评价开发效果，能够正确评价M区块注水吞吐开发效果。