碳酸盐岩缝洞型油藏高压注水技术研究

侯献海

(中国石化西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011)

塔河油田是塔里木盆地中已发现的规模最大的碳酸盐岩缝洞型油藏，其储层主要分布于中下奥陶统碳酸盐岩中，储集空间类型以构造缝和溶蚀孔、洞、缝等次生缝洞为主，非均质性极强[1]。由于受到多期构造运动及岩溶作用的影响，缝、洞展布特征，连通关系复杂，储集体多表现为相对孤立的缝洞系统[2]。同时，缝洞系统内部非均质性较强，存在内部分隔性[3]，导致塔河油田初次钻遇溶洞率较低，需要通过酸压方式沟通缝洞系统，但是由于酸压沟通距离较短(<50 m)，单井控制储集体规模有限[4-5]，生产过程中多表现为油井压力快速下降，供液不足的问题。塔河油田一般采用注水替油方式动用溶洞底部剩余油，待注水替油失效后转注气替油动用溶洞顶部“阁楼油”，提高单井采收率[6-7]。但是由于缝洞系统相对孤立，并且存在分隔性，导致采出过程中渗流阻力较大，所以酸压、注水、注气都无法充分动用井周缝洞系统内部渗流阻力屏蔽剩余油，导致塔河油田单井采出程度极低。为了扩大单井井控缝洞系统范围，塔河油田借鉴低渗砂岩油藏注水井高压注水技术，创新性地提出了碳酸盐岩缝洞型油藏高压注水替油技术，通过高压力、大排量的高压注水，提高井周缝洞连通程度，突破渗流阻力，扩大注水波及范围，现场取得较好应用效果。

1 缝洞型油藏储层分布特征分析

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层经历了多期构造和岩溶作用，除了广泛发育有裂缝，还有大量的溶洞储集体系统，不具备孔渗性的基质将溶洞系统在空间上分割成离散分布的储集空间，而这些溶洞储集体又通过裂缝相连通。地震解释技术是塔河油田确定储集体分布的重要技术。根据高精度地震数据(15 m×15 m)，可反演刻画得到溶洞储集体、裂缝储集体分布(见图1)。从地震反演刻画图1可以看出，单井钻遇/酸压沟通溶洞体，井周溶洞体规模发育，各溶洞体之间通过裂缝连通，共同组成井控缝洞系统。油藏工程“四线”技术(注水指示曲线、能量指示曲线、液面恢复曲线、试井曲线)是塔河油田分析单井缝洞系统流动的主要方法[8-10]，“四线”均表现出多套溶洞体参与流动的特征(见图2)。①注水指示曲线出现拐点，当注水累计量、压力达到一定程度后，注入水进入第二套溶洞体，表现出斜率变化。②试井曲线出现两个“凹子”，代表压力传导过程中遇到两个溶洞体。③能量指示曲线出现拐点，随着采出量的积累，地层压力下降斜率出现变化，代表其它溶洞体参与供液。④液面恢复曲线出现拐点，油井供液不足后，关井液面可以缓慢恢复，且存在拐点，代表远井溶洞体给近井溶洞体补充能量。

2 高压注水压力计算

高压注水对地层的影响主要有两种类型：①地层存在天然裂缝，当注水压力达到裂缝开启压力时，裂缝张开，并向前延伸；②地层不存在裂缝，当注水过压力大于破裂压力时，地层中产生新的裂缝。对于碳酸盐岩缝洞型油藏，通过控制注水压力来控制裂缝的传导能力，对有效动用多套储集体储量具有重要意义，所以计算碳酸盐地层裂缝破裂压力、闭合压力和延伸压力至关重要。

2.1 裂缝受力计算

储层破裂压力是指地层产生新破裂时的压力值，而裂缝闭合压力是指天然裂缝重新开启的压力值，裂缝的延伸压力是指一旦产生水力裂缝，该缝在长、宽、高三方位扩展所需的初始流体压力，现场一般采用压力梯度法进行计算。

1)破裂压力计算

Pf=0.018H

(1)

式中：Pf为破裂压力，MPa；H为深度，m。取H为6 000 m，计算得Pf=108.0 MPa。

2)裂缝闭合压力计算

Pb=0.014H

(2)

式中：Pb为闭合压力，MPa。取H为6 000 m，计算得Pb=84 MPa。

3)裂缝延伸压力计算

Py=0.016H

(3)

式中：Py为延伸压力，MPa。取H为6 000 m，计算得Py=96 MPa。

2.2 注水过程摩阻实测

在高压注水过程中，注入水与油管会产生摩擦力，引起压降损失，被称为沿程摩阻损失。塔河油田平均深度5 000～7 000 m，导致在实际生产中，油管下深较深，在注水过程中，油管的摩阻较大，在计算注水压力计算中，摩阻不容忽视。本研究选取W1井进行现场注水过程摩阻实测。W1井完钻人工井底深度6 175 m，表层套管直径508 mm，下深50 m，技术套管直径193.7 mm，下深6 039 m，油管直径为88.9 mm，下深5 500 m，井深结构如图3所示。注水方式采用油管注入，介质现场主要使用盐水(密度1.14 g/cm3)，分别测试6种注水排量下的油压、套压，计算出注水摩阻，实测结果见表1。

表1 塔河W1井高压注水摩阻测试数据表

2.3 注水压力计算

注水压力、液注压力、摩阻决定地层承受的压力大小。以储层深度6 000 m，注水管柱油管直径为88.9 mm，下深5 500 m，注水介质盐水(密度1.14 g/cm3)，分别计算注水强度576、1 440 m3/d两种强度下裂缝延伸和压裂地层所需要的注水压力，按公式(4) 计算，计算结果如表2所示。因受注水设备和井口压力限制，高压注水压力小于45 MPa，所以目前高压注水对地层的作用主要是延伸天然裂缝，压力还未达到压裂地层能力。

表2 高压注水压力计算结果

P地层=P注水+P液柱-P摩阻

(4)

3 高压注水机理分析

缝洞型油藏中溶洞是主要的储集空间，但因基质不具备孔渗性，所以溶洞储集体在空间相对孤立，而裂缝起连通作用沟通分散的溶洞系统[11]。不同溶洞系统的连通性取决于其间发育裂缝的连通性。连通性较好的溶洞系统，生产指示曲线上表现为斜率逐渐减小，外部储集体不断供给的特征。连通性较差的溶洞系统，油井生产，储集体压力快速下降，很快表现出供液不足特征[12]。针对供液不足井，塔河油田常采用常规注水替油(压力小于25 MPa)进行开发，动用溶洞体底部剩余油，注水替油失效后，采用注氮气替油，动用溶洞体顶部“阁楼油”。但是由于裂缝导流能力较差，同时随着地层能量下降，引起裂缝闭合，导致储集体间渗流通道压差较大，所以常规注水、注气动用的是近井缝洞系统里的油气。所以，高压注水的机理主要是通过提高注水压力，达到裂缝延伸压力，突破缝洞系统之间的渗流屏障，改善通道渗流能力，使得注入水进入远井缝洞系统，补充远井缝洞系统能量，通过重力分异、渗流毛管力、压差横向驱动力[13-14]，动用被屏蔽的井周剩余油，机理如图4所示。

4 矿场实施效果

4.1 生产情况

塔河W1井完钻层位奥陶系一间房组，未酸压改造直接投产。初期自喷生产，能量不足后，配合常规注水替油(压力小于25 MPa)(见图5)，常规注水压力线性增加(见图6)，无拐点出现，认为近井缝洞系统表现为定容体特征，即近井缝洞系统与远井缝洞系统之间连通性差。常规注水替油后期逐渐变差，高含水，分析近井缝洞系统油水界面已抬升。为强化近井缝洞系统与远井缝洞系统连通性，实施大规模酸压作业(规模1 250 m3)，酸压后常规注水替油2轮次，生产效果较差，同时酸压前后注水曲线无明显变化，定容特征未有改善。分析认为酸压未沟通新的缝洞体。为动用近井缝洞系统顶部“阁楼油”，实施注气替油，初期效果较好，后期含水突升，生产低效。

4.2 潜力分析

该井注水波及储量8.5万t，累计产油1.9万t，采收率22.3%，剩余储量丰富。结合地震属性(见图7)，地震剖面上井周发育强振幅异常体，分析井周存在多套孤立缝洞体。但是前期已经进行大规模酸压，受限于酸压沟通距离较小，而井周未动用储层距离井底远(大于200 m)，并未取得明显效果。分析表明，随着地层压力下降，裂缝壁面有效应力增加，裂缝处于闭合状态，或者裂缝处于未激活状态，导致缝洞体之间的连通性差，因此，开展高压注水现场试验。

4.2 高压注水实施过程

高压注水排量60 m3/min，注水初期快速起压，注水1 095 m3压力达到43.1 MPa(见图8)，根据前期计算该压力已经达到裂缝延伸压力。随着注水量的继续增加，注水压力走平，注入水可以持续注入，表明近井缝洞体附近发育有天然裂缝，但未能沟通远井储集体，当压力达到裂缝延伸压力时，天然裂缝沟通远井缝洞体，注入水外溢，波及远井缝洞体。

4.3 效果评价

对比酸压前常规注水、酸压后常规注水与本次高压注水后该井生产情况。酸压前后2次常规注水在周期产油、单元压降采液等指标上差别较小，说明酸压并未改善缝洞系统连通情况。但是，高压注水与常规注水替油进行对比，周期产油由783 t增至7 239 t，周期含水率由62 %降至426%，单位压降产液量由35.2 m3/MPa增至56.5 m3/MPa(见表3)，生产效果大幅改善。

表3 塔河W1井高压注水前后变化

5 结论及认识

1)塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏以分散的溶洞体作为主要储集空间，溶洞储集体通过裂缝相连通，流动特性表现为多储集体流动特征，溶洞储集体之间的连通特性取决于裂缝的连通性。

2)在塔河W1井现场实测出高压注水摩阻，通过地层裂缝闭合压力、延伸压力和破裂压力，认为高压注水机理主要是注水压力达到地层延伸压力，激活天然裂缝，注水波及远井缝洞系统，动用被屏蔽的井周、井间剩余油。

3)塔河W1井前期常规注水替油、注水替油变差，定容特征明显，酸压无改善。实施高压注水，走平压力超过裂缝延伸压力，沟通远井缝洞系统，取得较好增油效果，证明高压注水替油在缝洞型油藏的应用可行性。