崔傳智, 陳鴻林, 郭迎春,王 倩,張書凡

(1.中國石油大學(xué)(華東) 石油工程學(xué)院，山東 青島 266580；2.中國石油化工股份有限公司 勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257000)

0 引 言

特低滲砂礫巖油藏(氣測滲透率為1×10-3～10×10-3μm2)具有巖性致密、壓實作用強(qiáng)、埋藏較深以及地層可鉆性差等特點(diǎn)，利用常規(guī)開發(fā)技術(shù)效益較差[1-6]。姚約東[7]將低滲透油藏中的多段壓裂水平井的參數(shù)整合到了油藏數(shù)值模擬軟件中進(jìn)行模擬，通過研究該口生產(chǎn)井的開發(fā)動態(tài)，分析各個參數(shù)對其產(chǎn)能影響。曾凡輝[8]提出油田在進(jìn)行超前注水開發(fā)時要重點(diǎn)關(guān)注滲透率對其的影響，這是由于隨著滲透率的降低，整個開發(fā)區(qū)塊油藏的壓敏效應(yīng)會變得十分明顯，對于超低滲透率等區(qū)塊進(jìn)行超前注水，將會取得較為良好的效果。

鹽家地區(qū)砂礫巖油藏鹽227塊屬特低孔、特低滲砂礫巖油藏，在生產(chǎn)開發(fā)方案中采用的是長井段多段壓裂水平井，在采用彈性開發(fā)時采收率較低，穩(wěn)產(chǎn)時間短，產(chǎn)量隨地層能量的降低衰竭速率較快，難以有效地收回開發(fā)成本，針對以上問題，有必要對砂礫巖油藏的注水開發(fā)可行性進(jìn)行研究。鹽家地區(qū)砂礫巖油藏的地層物性較差，非均質(zhì)性高，地層能量衰竭較為迅速，有著“注不進(jìn)，采不出”的特點(diǎn)，而采用大型體積壓裂以后，若采用常規(guī)注采開發(fā)措施，可能會導(dǎo)致注入流體沿著導(dǎo)流能力高的裂縫迅速推進(jìn)，造成生產(chǎn)井快速水淹，無法形成有效的油水驅(qū)替系統(tǒng)，因此就需要采用與低滲透砂礫巖油藏相適應(yīng)的注水開發(fā)方式進(jìn)行開發(fā)[9-12]，本文嘗試采用注水吞吐的開發(fā)方式，研究其對產(chǎn)能的優(yōu)化效果。通過研究常規(guī)注水、超前注水、注水吞吐開發(fā)等措施，分析合理的開發(fā)方式，為特低滲砂礫巖油藏多段壓裂水平井注水開發(fā)方案提供理論支持。

1 常規(guī)注水開發(fā)

1.1 模型建立

隨著生產(chǎn)開發(fā)的推進(jìn)，特低滲砂礫巖油藏地層能量大大降低，多段壓裂水平井的產(chǎn)能也隨之迅速降低，難以保證長期有效的穩(wěn)產(chǎn)，效益回收率低，因此為了提高經(jīng)濟(jì)效益，在彈性開發(fā)的基礎(chǔ)上，分析鹽家地區(qū)砂礫巖油藏注水開發(fā)的可行性，建立砂礫巖油藏注水開發(fā)油藏多段壓裂水平井(MFHW)交錯排狀井網(wǎng)數(shù)值模擬模型。其中原油在地面時的密度為0.84 g/cm3，油藏的初始地層壓力為18.7 MPa，孔隙度為0.076，地層油黏度為2.45 mPa·s，滲透率為1×10-3μm2，井距與排距分別為400 m、360 m，水平井長度為800 m，裂縫半長為120 m，裂縫段數(shù)為5，裂縫導(dǎo)流能力為25 D·cm，排狀水平井注采模型如圖1所示。

1.2 常規(guī)注水開發(fā)滲流特征

常規(guī)注水開發(fā)方式下，生產(chǎn)井采用定量生產(chǎn)的工作制度，根據(jù)井壁壓力隨時間變化做出的壓力導(dǎo)數(shù)曲線，如圖2所示。

圖2 多段壓裂水平井注水開發(fā)井壁壓力與壓力導(dǎo)數(shù)(穿透比:0.35)Fig.2 Well hole pressure and pressure derivative of multistage fracturing horizontal well with water injection development(penetration ratio:0.35)

由圖2可知:定壓邊界油藏多段壓裂水平井注水生產(chǎn)時，油藏流體流動經(jīng)歷6個階段:(1)井筒儲存階段(導(dǎo)數(shù)曲線m=1)；(2)裂縫單線性流階段(壓力導(dǎo)數(shù)曲線m=1/2)；(3)裂縫雙線性流動階段(壓力導(dǎo)數(shù)曲線m=1/4)；(4)過渡徑向流階段，(5)過渡線性流階段，(6)邊界控制擬穩(wěn)態(tài)流階段。

為了研究常規(guī)注水開發(fā)的滲流特征，根據(jù)劃分的滲流階段和數(shù)值模擬結(jié)果中對應(yīng)的壓力場，做出不同時間段的流線圖，如圖3-圖6所示。

圖3 裂縫雙線性流階段Fig.3 Double linear flow of fracture period

圖4 過渡徑向流階段Fig.4 Transient radial flow of fracture period

圖5 過渡線性流階段Fig.5 Transient linear flow period

圖6 邊界擬穩(wěn)態(tài)流階段Fig.6 Quasi-steady flow under control of boundary period

通過流線圖可以看出4個流線特征比較明顯的階段，在注水開發(fā)的早期，首先是裂縫雙線性流階段，流線有沿裂縫和垂直于裂縫兩種方向，本階段持續(xù)時間很短，很快就進(jìn)入過渡徑向流階段，過渡徑向流階段的流線以裂縫段為中心，主要分布在各條裂縫之間的區(qū)域，因此縫間原油主要靠這一階被動用。隨著生產(chǎn)開發(fā)的進(jìn)行，進(jìn)入過渡線性流階段，此階段的流線平行指向裂縫和水平井組成的壓裂井系統(tǒng)，井排之間的原油開始被動用，到了后期，隨著壓力波傳播到控制邊界，整個地層進(jìn)入邊界控制擬穩(wěn)態(tài)流階段，此時的流線分布均勻，儲層動用面積大，不動用區(qū)域小且主要集中在邊、角位置。注水開發(fā)為地層及時補(bǔ)充了能量，使得壓力波波及邊界的時間減短，比彈性開發(fā)更先進(jìn)入邊界控制擬穩(wěn)態(tài)階段，提高了驅(qū)替時效，縮短了油藏的開采時間。

1.3 常規(guī)注水開發(fā)規(guī)律

圖7為注水開發(fā)累積產(chǎn)油量和含水率變化曲線，注水開發(fā)初期產(chǎn)能非常高，其產(chǎn)油量遠(yuǎn)大于彈性開采，但見水后含水上升速度較快，這是由于砂礫巖油藏普遍采用了大型體積壓裂的方法，提高儲層滲透物性的同時，注入流體容易沿著導(dǎo)流能力高的裂縫快速推進(jìn)，使得生產(chǎn)井的含水率迅速升高，使得注水的效果變差，難以建立有效的油水驅(qū)替系統(tǒng)，因此多段壓裂水平井注水開發(fā)時，應(yīng)重視水淹問題。

圖7 多段壓裂水平井(HF)注水開發(fā)累積產(chǎn)油量、含水率變化Fig.7 Oil production and water ratio change of multiple-fracturing horizontal well water flooding development

2 注水吞吐

2.1 注水吞吐機(jī)理

針對常規(guī)注水方式的水淹問題，本文借鑒另外一種特殊的注水開發(fā)方式——注水吞吐，注水吞吐是一種區(qū)別于常規(guī)油藏注水的生產(chǎn)開發(fā)方式，它利用同井注水采油的方法，在前期將水注入井中，注入水沿著井筒進(jìn)入地層，隨即進(jìn)入具有較高滲透性的裂縫、大孔道中，當(dāng)注入一定量后，進(jìn)行關(guān)井悶井，充分利用地層巖石孔隙中毛管力，將通過井筒注入的水與基質(zhì)或者孔隙中的油氣發(fā)生置換作用，促使油藏中的油水狀態(tài)發(fā)生變化，改變其分布情況，隨后開井生產(chǎn)，將前期注入的水以及地層中油氣開采出來的方式。如圖8—圖10所示，我們將注水吞吐的開發(fā)方式劃分為三個不同的開發(fā)階段:第一個階段是注水升壓階段；第二個階段是關(guān)井置換階段；第三個階段是開井采油階段。

圖8 注水升壓階段Fig. 8 Water injection and pressure rise period

圖9 油水交滲階段Fig. 9 Shat-in replacement

圖10 開井采油階段Fig.10 Production period

由于它需要利用地層巖石孔隙中毛管力的作用，將注入水吸入并保留在低滲透孔道內(nèi)，并將孔道內(nèi)的原油排到滲透率較高的區(qū)域中，因此適用的油藏條件為親水性油藏,另外壓裂造縫完善程度決定著油水接觸面積，繼而影響基質(zhì)與裂縫之間的置換滲吸作用的強(qiáng)弱，影響整個開發(fā)效果。鹽家地區(qū)砂礫巖油藏巖石表現(xiàn)為親水，且儲層敏感性為低水敏，投產(chǎn)的水平井均采用體積壓裂改造，縫網(wǎng)較為發(fā)育，因此開展注水吞吐具有一定物質(zhì)基礎(chǔ)。

2.2 注水吞吐滲流特征和開發(fā)規(guī)律

2.2.1 模型建立及生產(chǎn)動態(tài)分析

圖11 地層壓力隨時間的變化Fig.11 Formation pressure as time change

圖12 日產(chǎn)油與日產(chǎn)液隨時間的變化Fig.12 Daily oil and liquid production as time changes

根據(jù)鹽家地區(qū)砂礫巖油藏的油藏物性及生產(chǎn)參數(shù)，建立油藏數(shù)值模型，利用注水吞吐的原理模擬生產(chǎn)狀態(tài)，采用定壓生產(chǎn)，在自然彈性能量開發(fā)階段結(jié)束以后，以定壓22.7 MPa對8口生產(chǎn)井進(jìn)行轉(zhuǎn)注，注水時間為一個自然月，對地層補(bǔ)充能量；隨后，關(guān)井15天，促使油水置換；繼而開井生產(chǎn)12個月，此為一個周期，如此循環(huán)20個周期。圖11是地層壓力隨時間的變化曲線，可以看出，剛開始彈性開發(fā)結(jié)束時地層壓力降低到了14 MPa，因此產(chǎn)能迅速降低，隨即生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注，注入壓力為22.7 MPa，地層能量得到補(bǔ)充，地層能量上升至18 MPa并開井生產(chǎn)。

圖12是日油與日液隨時間的變化曲線，兩圖表明由于生產(chǎn)井進(jìn)行轉(zhuǎn)注，導(dǎo)致生產(chǎn)井附近存在大量的注入水，因此在初始的幾天內(nèi)，隨著流體的采出，含水率會迅速升高，當(dāng)?shù)竭_(dá)峰值時，含水率迅速降低，這是由于悶井而發(fā)生油水滲吸置換作用，提高了生產(chǎn)井周邊的含油飽和度，同時補(bǔ)充了地層能量，進(jìn)而將地層中的剩余油開發(fā)了出來。

2.2.2 常規(guī)注水開發(fā)與注水吞吐特征對比

圖13 常規(guī)注水和注水吞吐開發(fā)方式下的含水率Fig.13 The water ratio of two kinds of water-injection and water injection & production development ways

圖13為常規(guī)注水和注水吞吐開發(fā)方式下的含水率曲線，圖中實線代表吞吐注水開發(fā)含水率，其最終的含水率為50%，而虛線代表著常規(guī)注水開發(fā)的含水率，其最終的含水率達(dá)到75%，由此可以看出，注水吞吐開發(fā)控制油井水淹的能力要遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于常規(guī)注水開發(fā)模式。

2.3 超前注水

超前注水可以看成是注水吞吐的一種變形，實際地層中物性較差，因此進(jìn)行壓裂措施，加大壓裂液的注入量，且使壓裂液留在地層中不反排，繼而進(jìn)行關(guān)井悶井一段時間。這種方法與常規(guī)的壓裂改造措施相比，有利于補(bǔ)充油藏中的能量，悶井措施使得油水重新分布，驅(qū)油的效率明顯增加。本文利用油藏數(shù)值模擬軟件建立超前注水的模型，在生產(chǎn)井生產(chǎn)開發(fā)之前，分別定壓差22.7 MPa，注水1、2、3、4個月，提高地層能量，悶井15天后，然后再進(jìn)行區(qū)塊的開發(fā)生產(chǎn)，分析在一個吞吐周期內(nèi)注入量及悶井時間對于開發(fā)效果的影響。

圖14 不同注入量下的產(chǎn)油量Fig.14 Oil production with different injection

圖15 不同注入量下地層壓力Fig.15 Formation pressure with different injection

2.3.1 注水量的影響

圖14為彈性開發(fā)及超前注水不同注入水量時的產(chǎn)油量變化，由上圖可以看出，在彈性開發(fā)方式下，隨著地層能量的衰竭，采出程度迅速趨于穩(wěn)定，最終產(chǎn)量較低。而超前注水的方式使得特低滲油藏區(qū)塊的產(chǎn)油量有了明顯的提高，可以看出超前注水1、2個月的最終產(chǎn)量增加幅度較大，能提高常規(guī)彈性開發(fā)產(chǎn)量的30%左右，而注水3、4個月的產(chǎn)量增長范圍在0.2%內(nèi)，變化不大，因此隨著超前注水時間的不斷增加，產(chǎn)量的增加幅度會越來越低且最終趨于一定水平。圖15是不同注入量下地層壓力變化圖，在定壓23 MPa注水的過程中，隨著注入時間的不斷增加，地層壓力逐漸升高，原始地層壓力為18.7 MPa，注水1、2個月地層能量上升較快，而繼續(xù)注水至3、4個月后，上升幅度趨于減小，因此在超前注水的過程中，要注意合適的注水量，保證較高的經(jīng)濟(jì)效益。

2.3.2 悶井時間的影響

由于超前注水借鑒了注水吞吐的工作原理，因此其同樣分為注水升壓、關(guān)井置換和開井采油三個階段，為了最大化超前注水提高采收率的能力，需要確定相對合理的悶井時間，保障滲吸置換作用的順利進(jìn)行，統(tǒng)計不同悶井時間下的產(chǎn)能變化如表1。

表1不同悶井時間下產(chǎn)能變化

Table1Variationofproductivityunderdifferentwellclosetimes

悶井時間/d初期產(chǎn)能/m3生產(chǎn)半年產(chǎn)能/(m3/d)生產(chǎn)一年產(chǎn)能/(m3/d)最終采收率/%15762330989307824309926083243099490882430996

由表1可以看出，在超前注水中，悶井時間對生產(chǎn)井的初期產(chǎn)能產(chǎn)生了較大影響，而隨著地層能量衰竭，開發(fā)到中后期時，悶井時間對于生產(chǎn)開發(fā)的影響近乎為零，因此其最終采收率的提高，主要是在于對初期產(chǎn)能的提高。

3 結(jié) 論

(1)定壓邊界油藏多段壓裂水平井注水生產(chǎn)時，油藏流體流動經(jīng)歷6個階段，與彈性開發(fā)相比，注水開發(fā)能及時補(bǔ)充地層能量，增大儲層動用面積，優(yōu)先進(jìn)入邊界控制階段，提高了驅(qū)替時效。

(2)常規(guī)注水開發(fā)時初期產(chǎn)能非常高，見水后含水率上升速度快，使得注水的效果變差，這是注入水沿著高導(dǎo)流能力的裂縫快速推進(jìn)的結(jié)果，因此，常規(guī)油藏的注水開發(fā)方式特別注意避免水淹問題。

(3)注水吞吐開發(fā)適用于親水、弱水敏儲層，共分為注水升壓、關(guān)井置換和開井采油三個階段，隨著周期注水的進(jìn)行，采出程度不斷呈階梯狀升高，產(chǎn)量遠(yuǎn)大于彈性能量開發(fā)。實驗中注水吞吐開發(fā)的最終含水率比常規(guī)注水開發(fā)25%左右，說明注水吞吐控制油井水淹的能力要大于常規(guī)注水開發(fā)模式。

(4)通過超前注水的方式，將注入地底的大量壓裂液留在地下不反排，在前期能提高常規(guī)彈性開發(fā)產(chǎn)量的30%左右。隨著超前注水時間和注水量的不斷增加，最終產(chǎn)量的增加幅度越來越少；在超前注水中，悶井時間對生產(chǎn)井的初期產(chǎn)能影響較大，在中后期對提高采收率影響很小。

(5)超前注水能提高前期彈性開發(fā)的產(chǎn)能，注水吞吐能降低中后期水淹的程度，因此可嘗試開展前期超前注水與中后期注水吞吐相結(jié)合的開發(fā)模式。

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