潜山裂缝性油藏不稳定注水量化研究及应用

2023-11-06马奎前吕坐彬岳宝林

天然气与石油 2023年5期

马奎前房娜吕坐彬岳宝林

中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300452

0 前言

不稳定注水技术是改善裂缝性油藏开发效果、实现降水增油的重要手段[1-7]。目前,国内外学者对不稳定注水技术研究主要以机理认识和实验研究为主,而针对多种不稳定注水方式(包括脉冲注水、周期注水、异步注采等)和裂缝性储层的匹配性研究,以及不稳定注水注采参数优化方面的研究较少,导致该项技术从理论认识走向矿场实践仍面临诸多难题[8-16]。

锦州25-1南潜山油藏是一个孔、缝十分发育的块状、底水油藏,地质结构复杂,储层中深-1 750 m,构造幅度300 m,岩性以斜长片麻岩、二长片麻岩和碎裂岩为主,储集空间以裂缝及沿裂缝分布的溶蚀孔隙为主,该油藏采用水平井开发,注水井部署在油水界面附近,采油井部署在构造高部位,形成顶底交错立体注采的井网形式。该油藏于2009年12月投产,采用大液量生产,高峰采油速度4.3%,目前采出程度22.5%,综合含水率68.2%,目前处于含水快速上升阶段。为提高该类油藏开发效果,2017年12月开展不稳定注水矿场试验,初期降水增油效果较好,但随着不稳定注水轮次的增加,增油效果越来越不明显[17-21],因此亟待进一步细化及量化不稳定注水方式,指导油藏优化注水工作的开展。

为提高该类油藏不稳定注水开发效果,通过对锦州25-1南潜山裂缝性储层开展精细解剖,结合古地貌、储层和裂缝发育的特点将潜山裂缝性储层划分为三类模式,总结了不同储层模式下古地貌、储层、裂缝及生产动态特征;结合DFN建模技术建立了三类储层概念模型,明确了各类储层剩余油分布规律及挖潜重心;在此基础上,开展了注水方式和各类储层适应性研究,优化了各类储层注水方式、注采比和注水周期等参数,指导不稳定注水矿场实践。

1 储层模式的划分

通过开展潜山储层主控因素分析,研究表明古地貌和断裂作用为裂缝性油藏储层发育的主控因素,古地貌越高,断层越发育的区域,往往油井获取的产能越高。然而,对于那些靠近大断裂带的油井,由于易造成超大裂缝和强非均质性,油井往往过早水淹,开发效果较差[8-10]。因此根据锦州25-1南潜山油藏古地貌发育特征和断裂系统,将锦州25-1南潜山油藏划分为三类储层,见图1。

a)Ⅰ类储层

Ⅰ类储层古地貌高(80～150 m),储层优质,裂缝发育(8～12条/m),由于双向应力的作用裂缝形态以网状交织缝为主,储层物性好,非均质性弱,油井初期产能达300 m3/d,无水采油期长达1～2 a。Ⅱ类储层古地貌相对平缓(60～90 m),该类储层裂缝密度发育次之,在4～8条/m,储层非均质性较Ⅰ类储层非均质性增强,油井初期产能在100～200 m3/d,无水采油期一般在0.3～1 a。Ⅲ类储层古地貌形态与Ⅱ类储层古地貌形态相似,该类储层由于靠近大断层构造转换带,结合成像测井资料表明该类储层易发育多条大裂缝,非均质性极强,油井投产后呈现快速水淹,开发效果较差。

2 三类储层模式下供油规律

2.1 模型的建立

考虑三类储层模式下裂缝发育特征、古地貌特征以及井网特征,应用Petrel软件建立潜山三类储层模型下机理模型,见图2。其中,裂缝建模采用DFN建模的方式,基于地震资料确定大裂缝形态和位置进行大裂缝确定性建模,中小裂缝分布具有随机性,为准确刻画中小裂缝发育特征,基于实际区块地震、成像测井资料约束,进行随机建模,生成多个裂缝片,最终获取了裂缝系统的孔隙度、渗透率及表征裂缝与基质沟通能力的σ因子。Ⅰ类储层、Ⅱ类储层和Ⅲ类储层平均裂缝密度分别10条/m、5条/m和2条/m,平均σ因子分别为2.5、0.6和0.1。井网部署基于矿场实际情况,采用水平井布井模式,储层底部设计1口水平注水井、储层顶部设置1口水平采油井,两口井呈45°交错分布。

a)Ⅰ类储层

2.2 供油特征

应用Petrel软件示踪剂追踪技术,定义了基质和裂缝两套系统示踪剂名称和示踪剂类型,同时赋予每个网格示踪剂的初始浓度,在精细历史拟合的基础上,采用定液量预测至经济年限。

Ⅰ类储层的储层物性好,水驱油波及范围大,裂缝系统采收率89.5%,基质系统采收率11.0%,综合采收率30.5%,因此Ⅰ类储层裂缝系统采出程度高,挖潜潜力较小,基质系统由于物性差,采收率较低,具有较大的挖潜潜力。Ⅱ类储层裂缝系统和基质系统采收率分别为73.1%和8.0%,综合采收率24.3%,与Ⅰ类储层相比,Ⅱ类储层裂缝系统仍具备挖掘潜力,同时基质系统采收率较低,因此Ⅱ类储层的挖潜要兼顾扩大注入水的波及范围和提高基质系统的驱油效率。Ⅲ类储层水驱波及范围内裂缝系统驱油效率较高,但由于注入水波及范围小,导致基质和裂缝系统均富集大量剩余油,基质系统和裂缝系统采收率分别为54.0%和3.8%,综合采收率15.8%,因此Ⅲ类储层挖潜潜力较大,挖潜以扩大注入水的波及范围,提高储层的动用范围为主。不同储层模式下油井生产特征见图3,三类储层模式下裂缝系统剩余油分布特征见图4,三类储层模式下基质系统剩余油分布特征见图5。

a)基质系统

a)Ⅰ类储层

3 不稳定注水量化研究

3.1 注水方式

目前,不稳定注水方式包括周期注水、脉冲注水和异步注采。结合锦州25-1南潜山油藏实际注采能力范围,设计三类注水方式累计注采比采用1.0,一个注水周期为6个月。其中周期注水注水阶段注采比采用2.0,停注阶段注采比为0.0;脉冲注水为周期注水的一种变形形式,注水井不关停,只周期性改变注水量,注水的波动较为温和,设计脉冲注水强注阶段注采比采用1.5,降注阶段注采比采用0.5。异步注采采取油井采油阶段关停注水井、注水井注水阶段关停油井的方式。

脉冲注水与周期注水相比,注水效率高,造成的小幅度压力波动在一定程度上既能有效补充地层能量,保证油井供液能力,又能一定程度上发挥基质的渗吸作用,因此对于非均质性较弱的Ⅰ类储层适用性强,脉冲注水可以提高采收率2.1%,见图6。

图6 不同注水方式下采收率提高幅度图

周期注水相对于脉冲注水,造成的压力波动更大,对于非均质性较强的Ⅱ类储层,能充分发挥注水压力扰动,提升基质岩块的驱油效率,因此Ⅱ类储层采用周期注水,提高采收率幅度最大,适用性最强。

Ⅲ类储层由于存在优势通道,注入水极易造成暴性水淹,因此“抑制水窜、提高注入水的驱替效果”至关重要。异步注采的优点是充分利用液流转向,改变地下流场分布,提高注入水的平面波及范围,但同时该种注水方式存在采油速度低、注水效率低的缺点,因此该种注水方式对于非均质极强的Ⅲ类储层,适用性较强。

3.2 注采比和注水周期

以油藏采收率为评价指标,设置不同的注水周期(2个月、4个月、6个月、8个月和10个月)和注采比(0.8、0.9、1.0和1.1),开展不稳定注水的注水周期和注采比量化研究,见图7～8。

图7 不同注水周期下采收率对比图

图8 不同注采比下采收率对比图

从图7～8可以看出,各类储层模式注水周期和注采比均在一定范围内存在最优值,从Ⅰ类储层至Ⅲ类储层,注水周期逐步延长,合理的注水周期分别为4个月、6个月和8个月。这是由于合理注水周期主要由注采井之间压力传播的速度决定,Ⅰ类储层物性好,裂缝切割较为均匀,注采井间压力传播速度快且压力传播较为均匀,采取的注水周期较短。Ⅲ类储层应采取较长的注水周期,充分发挥流体的重力分异作用,延缓含水上升,扩大波及范围。从Ⅰ类储层至Ⅲ类储层,累计注采比应降低,合理的注采比分别为1.0、0.9和0.8。这是由于储层的非均质性越强,采用较高的注采比注水更易沿优势通道窜流,因此从Ⅰ类储层到Ⅲ类储层,合理的注采比逐步降低。

3.3 矿场应用

A17注采井网为典型的凸起带单元,古地貌较高,储层优质,属于Ⅰ类储层模式。根据以上研究成果将注水方式由常规注水调整为脉冲注水的方式,高峰注采比采用1.5,低峰注采比采用0.5,注采周期采用4个月,截至目前共开展了3轮次脉冲注水,优化注水效果良好,单井日增油7 m3,年自然递减率由8.9%降低至7.6%。

A35S1块位于古地貌中点,属于高斜坡单元,为Ⅱ类储层。通过采用周期注水的方式,注水阶段注采比采用1.8,注采周期延长至6个月,累计注采比采用0.9。通过优化注水方式后,A35S1井区含水率降低7.0%,单井增油13 m3/d。

E22块生产井随钻过程中漏失严重,油井投产后含水快速上升至90%,初步分析该块位于断裂扭转带,易发育超大裂缝,为典型的Ⅲ类储层,因此将注水方式转变为异步注采,有效控制了含水上升速度,截至目前该块油井单井平均增油14 m3/d,见表1。