曹鵬,常少英,戴傳瑞

趙繼龍,閆曉芳,羅憲嬰 (中國石油杭州地質(zhì)研究院,浙江杭州310023)

縫洞型碳酸鹽巖油藏注水替油適應性淺析
——以輪古西潛山油藏為例

曹鵬,常少英,戴傳瑞

趙繼龍,閆曉芳,羅憲嬰 (中國石油杭州地質(zhì)研究院,浙江杭州310023)

油藏非均質(zhì)性強、儲層條件復雜、空間連通性差是輪古西潛山油藏的典型特征,根據(jù)油藏的動靜態(tài)資料分析,將儲集類型劃分為洞穴連通型、孤立洞穴型、洞穴+裂縫型以及孔洞+裂縫型儲層4種類型。該研究通過對不同儲集類型的單井控制單元注水替油效果的適應性進行分析,指出孤立洞穴型儲層注水替油效果較佳,洞穴+裂縫型儲層次之,孔洞+裂縫型儲層不適宜采用注水替油方式開采。

縫洞型油藏;注水替油;儲層類型;開采方式

目前世界上已發(fā)現(xiàn)油氣儲量的40%來自碳酸鹽巖儲層,其中我國碳酸鹽巖儲層油氣儲量就接近30%[1]。因此通過碳酸鹽巖儲層類型及其特征研究增油措施,對于我國油氣開發(fā)戰(zhàn)略具有重要的現(xiàn)實意義。輪古西潛山油藏是沿奧陶系頂部不整合構造分布的碳酸鹽巖、很大程度上受古巖溶型儲層控制的縫洞型隱蔽油藏,油氣分布不受現(xiàn)今局部構造高點控制[2～5]。綜合地球物理、地質(zhì)以及開發(fā)動態(tài)相關理論[6],將該區(qū)主要的儲集空間分為4種類型[7～11]:洞穴連通型、孤立洞穴型、洞穴+裂縫型、孔洞+裂縫型。天然能量評價結果表明4種儲集類型開發(fā)初期對應的能量級別基本為能量充足、較充足、具有一定地層能量和能量不足[12]。伴隨油田的不斷開發(fā),目前已動用流動單元的地層能量均具有不同程度的下降,因此有必要針對不同儲集類型采取適宜的方式補充地層能量進行開采,提高原油采收率。目前該區(qū)洞穴連通型儲層一般是由多井連通控制的單元,而孤立洞穴型、洞穴+裂縫型、孔洞+裂縫型這3類儲層主要是受單井控制,那么哪種儲層類型更適于注水替油開發(fā)、其適用性如何還不得而知。該次研究將儲滲模型與礦場實踐相結合,從油藏工程的角度研究不同儲集類型油蕆注水替油的適應性,為油藏后續(xù)有效、高效開發(fā)奠定基礎。

1 注水替油適應性分析

1.1 注水替油開發(fā)技術

對于能量較不充足的開發(fā)單元,依靠天然能量開采,能量衰減快,產(chǎn)能下降快,如果不采取措施在機抽生產(chǎn)達到極限時油井將停產(chǎn),部分剩余油將無法采出,因此補充能量開發(fā)是十分必要的。但單井控制的開發(fā)單元儲量規(guī)模相對較小,建立注采井網(wǎng)進行開發(fā)在經(jīng)濟上可行性差。而輪古西潛山油藏這類碳酸鹽巖儲集體導流能力強、界面張力弱、油水易于置換[13],因此針對該類油井實施單井注水替油是一種經(jīng)濟有效且適宜的開發(fā)方式[14,15]。

注水替油機理[13,16]是:首先是單井控制的縫洞流動單元依靠天然能量生產(chǎn),當?shù)貙訅毫抵敛荒芫S持正常生產(chǎn)時,通過注入水補充地層能量,恢復地層壓力;另外,注入水進入油井周圍比較小的裂縫、孔洞中,驅(qū)替其中的剩余油。其次,由于縫洞型油藏儲滲空間以裂縫和溶蝕孔洞或洞穴為主,油水滲流近似于管流,易在較短時間內(nèi)產(chǎn)生重力分異。注入水后通過關井在較短時間產(chǎn)生油水重力分異置換,在縫洞上部形成剩余油富集帶,同時產(chǎn)生次生底水。第三,當井口壓力恢復到基本穩(wěn)定后開井生產(chǎn),采出地下原油,見圖1。油水置換速度與溶洞的充填程度、置換時間以及原油的黏度相關。

圖1 縫洞型油藏單井注水替油機理示意圖

1.2 注水替油適應性分析

1)孤立洞穴型儲層 從油藏工程的角度分析,假定一個封閉定容性儲集體,與外界沒有自然能量交換,在開采過程中符合物質(zhì)平衡原理,則油藏的物質(zhì)平衡方程通式應為:

式中:Rgc,o為原始氣頂容積與油帶容積比值,1;N為原始地質(zhì)儲量,m3;Np為累積產(chǎn)油量,m3;Bo、Bg、Bw分別為壓力為p時的地層原油、氣體、地層水的體積因數(shù),1;Boi、Bgi分別為原始油藏壓力條件下的地層原油和氣體的體積因數(shù),1;Cw、Cp分別為地層水、巖石的壓縮系數(shù),MPa-1;Rp為累積生產(chǎn)氣油比,m3/m3;Rsi為原始溶解氣油比,m3/m3;Rs為目前溶解氣油比,m3/m3;Wp為累積總產(chǎn)水量,m3;We為水侵量,m3; Winj為累積注水量,m3;Swc為束縛水飽和度,1;Δp為目前地層壓力下降值,MPa。

輪古西潛山油藏相對孤立洞穴型儲層特征見圖2。油井依靠彈性能量開采,無氣頂和邊底水存在,油井開采過程中地層和井底壓力均遠高于飽和壓力,不考慮束縛水飽和度的影響,同時忽略孔隙彈性能量的影響。則式(1)可簡化為式(2),也即油井的注水替油量簡化計算公式:

式中:Co為油的壓縮系數(shù),MPa-1。

圖2 孤立洞穴型儲層

已有多位學者針對該類型儲層進行了室內(nèi)試驗、礦場實踐以及數(shù)值模擬等相關研究工作[13,16,17]。對鉆遇相對孤立洞穴型的油井,分析其儲層中的油水分布關系,主要分為4種亞類 (圖2)。其中 (c)、 (d)兩種模式,油井開井即見水,該類型油井注水替油效果較差。對于(a)、(b)類油井來說,伴隨著開發(fā)的進行,能量衰減快,產(chǎn)量下降快,整個開發(fā)階段基本不含水或含水低,該類型油井適宜采用注水-間開替油的方式進行開采,且具有較好的效果。

2)洞穴+裂縫型儲層 該類型油藏,油井生產(chǎn)除上述條件外,還有一部分注入水會沿裂縫流失,致使有效注水量減小。物質(zhì)平衡方程式可簡化為:

式中:Wf為注入水中的無效流失量,m3。

該類儲層是在鉆井的過程中,油井鉆遇到了洞邊的裂縫,流體在儲層中的流動不再較好地符合管流特征,油水置換時間會明顯變長。根據(jù)行業(yè)標準,天然地層能量一般表現(xiàn)為具有一定地層能量的類型,油井初期產(chǎn)能低,當裂縫與溶洞溝通后,產(chǎn)量會有一定幅度的上升。根據(jù)油水分布關系,該類型儲層油井鉆遇儲層又分為3種亞類,見圖3。其中 (a)、(b)兩類油井在裂縫與溶洞具有較好溝通條件的情況下,注水替油具有一定的增油效果,但對該類油井建議首先實施側(cè)鉆,鉆入裂縫周邊溶洞進行開發(fā),后期考慮進行注水替油,則效果更佳。對于 (c)類油井,已鉆遇水洞邊的裂縫,油井基本無產(chǎn)能,該類油井建議改層生產(chǎn)或關井。

圖3 洞穴+裂縫型儲層

3)孔洞+裂縫型儲層 油井鉆遇孔洞-裂縫型儲層的分類模式見圖4。該類油井鉆遇儲層主要為裂縫,裂縫周邊與較小的孔洞具有一定的溝通,地層能量不足,油井產(chǎn)能低或無產(chǎn)能。油井物質(zhì)平衡方程同樣符合式 (3),但油水在儲層中的滲流特征不再具有管流特征,因此油水置換效率很低。

圖4 孔洞+裂縫型儲層

對于 (a)、(b)類油井儲層具有一定的油氣顯示,但儲量規(guī)模小,該類油井實施注水替油措施效果較差且經(jīng)濟可行性差;而 (c)類油井鉆遇區(qū)域基本為水層,油井無產(chǎn)能。因此整體上對于單井控制的孔洞+裂縫型儲層不建議實施注水替油開采。

綜上所述,建議首先對相對孤立洞穴型儲層,且生產(chǎn)動態(tài)表現(xiàn)出產(chǎn)量遞減快、油井不含水或呈波動型變化特征的油井實施注水替油開采;對于洞穴+裂縫型儲層率先考慮側(cè)鉆,之后在開采地層能量不能滿足開發(fā)需求時實施注水替油開發(fā)方式提高采收率;而對單井控制的 “孔洞+裂縫型”儲層實施注水替油開采的經(jīng)濟可行性差。

2 注水替油礦場試驗

目前輪古西潛山油藏實施的單井注水替油井共計10口,且已經(jīng)覆蓋裂縫+洞穴型、孤立洞穴型以及孔洞+裂縫型3種儲層類型。

1)P1井 P1井鉆遇儲層屬于典型的孤立洞穴型,該井注水前日產(chǎn)油量11.1t,經(jīng)過第1輪(8d)注水3258m3后,開井初期日產(chǎn)油量達到了21.0t左右,不含水;第1輪生產(chǎn)末期日產(chǎn)油量降低到10t左右,經(jīng)過第2輪注水(注入3721m3)后,初期開井生產(chǎn)日產(chǎn)油量最高達到了32t,生產(chǎn)不含水;第3輪注水2329m3后,經(jīng)過關井,開井生產(chǎn)產(chǎn)液量高達54.0t,日產(chǎn)油初期可達11t左右,見圖5。綜上分析,針對相對孤立洞穴型儲層,地層能量下降快、含水率低的油井,采用注水替油的方式開采,能夠有效補充地層能量,提高原油采收率。

2)P6井 P6井屬于典型的洞穴+裂縫型儲層,鉆遇的裂縫與周邊洞穴具有較好的連通關系。P6井注水替油措施前,日產(chǎn)液24.0t,日產(chǎn)油3.2t,含水率86.3%,該種條件下實施注水替油(注水4885m3),經(jīng)過7d關井后,開井生產(chǎn)在工作制度不變的條件下,日產(chǎn)液量最高可達93.0t,日產(chǎn)油28.2t,開發(fā)效果得到了較大程度的提高;第2輪注水528m3后,在同一工作制度下,開井生產(chǎn)日產(chǎn)液量50t左右,日產(chǎn)油13.0t左右,由于注水量較小,使得開發(fā)效果有所變差,見圖6。P2井的注入水起到了較好的補充地層能量的作用,且具有較好的注水替油效果。對于該類裂縫與溶洞連通性較好的 “洞穴+裂縫型”儲層油井亦可實施注水替油的方式進行開采。

3)P9井 P9井鉆遇儲層屬于孔洞+裂縫型,油井鉆遇裂縫,儲層能量不足,開發(fā)階段能量進一步遞減且遞減較快,產(chǎn)能遞減快。P9井注水替油前日產(chǎn)液6t,含水率100%,經(jīng)過第1輪注水且關井24d后,開井生產(chǎn)僅3d,含水率又上升至100%。后期開井產(chǎn)油主要歸功于長時間的關井,因此對于該類型油井注水替油效果差,見圖7。

輪古西潛山油藏10口單井注水替油井注水替油效果見表1。3種類型儲層中孤立洞穴型儲層較適宜實施注水替油措施,裂縫+洞穴型儲層次之,孔洞+裂縫型儲層不適宜采用注水替油的方式開采。

圖5 P1井注水前后效果對比圖

圖6 P6井注水前后效果對比圖

圖7 P9井注水前后效果對比圖

表1 輪古西油藏單井注水替油井注水替油效果匯總表

3 結論及建議

1)針對輪古潛山類碳酸鹽巖油藏,孤立洞穴型、洞穴+裂縫型以及孔洞+裂縫型儲集單元大都為單井控制,能量供應較不充足,依靠天然彈性能量開采,能量衰減快,產(chǎn)量下降快,采取注水替油措施開采能夠有效動用剩余儲量。

2)研究結果表明3種儲集類型的注水替油效果孤立洞穴型儲層較佳,洞穴+裂縫型儲層次之,孔洞+裂縫型儲層不適宜采取注水替油方式開采。

3)伴隨開發(fā)的逐漸深入,油藏矛盾的不斷暴露,建議繼續(xù)對單井注水替油的適應性進行進一步的研究與論證,最終指導油田的有效高效開發(fā)。

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[編輯] 黃鸝

TE357.6

A

1000-9752(2014)03-0121-05

2013-05-02

國家科技重大專項(2011ZX05004)。

曹鵬(1985-),男,2008年西南石油大學畢業(yè),碩士,工程師,現(xiàn)主要從事油氣藏工程及數(shù)值模擬工作。