袁學(xué)生,張國勤,朱春艷,鄧 健
(中國石油冀東油田公司陸上作業(yè)區(qū),河北唐山 063299)
南堡凹陷高66X1 斷塊是南堡陸地注水開發(fā)油藏典型斷塊,動用地質(zhì)儲量102.4×104t,油井14 口,日產(chǎn)液119.1 t,日產(chǎn)油34.2 t,綜合含水71.3 %,采油速度0.91 %,截至2018 年底累積產(chǎn)油8.1×104t,采出程度7.9 %,注水井開井3 口,日注水136 m3,月注采比0.95,累計注采比0.8。隨著注水開發(fā)的不斷推進(jìn),逐漸暴露出水驅(qū)狀況逐年變差、含水上升較快等問題,為了確保該斷塊的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)與高效開發(fā),達(dá)到提高斷塊整體開發(fā)水平和經(jīng)濟(jì)效益的目的,近幾年來根據(jù)地質(zhì)研究成果,結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)測試資料,開展了水驅(qū)調(diào)整潛力研究工作,取得了一些研究成果和認(rèn)識,并提出了改善開發(fā)效果的技術(shù)對策。
南堡凹陷高66X1 斷塊油藏類型為復(fù)雜斷塊構(gòu)造巖性油藏,主要含油層系為沙河街組。油藏埋深3 400 m~3 800 m,儲層物性表現(xiàn)為中、低滲透、特低滲交互發(fā)育,測井解釋平均孔隙度13.5 %,平均滲透率8.5 mD,縱向上油層的分布受構(gòu)造和巖性雙重影響,油水關(guān)系復(fù)雜沒有統(tǒng)一的油水界面。砂體連通性相對較好,但非均質(zhì)性較強(qiáng)。層間平均滲透率級差19.8,變異系數(shù)0.91,小層平面平均滲透率級差17.4,變異系數(shù)0.94。儲層巖石表面潤濕性屬于中強(qiáng)親水型,注水開發(fā)過程中水相首先占據(jù)微孔細(xì)喉,而把油相推向更通暢的大孔喉中,從而降低殘余油飽和度和水相相對滲透率[1],為注水開發(fā)創(chuàng)造了有利條件,平均束縛水飽和度29.9%,殘余油飽和度35 %,最終驅(qū)油效率54 %。
斷塊沙河街組油藏采出程度僅為7.9 %,綜合含水高達(dá)71.3 %,高含水與低采出程度關(guān)系不匹配,且近年來含水上升率逐年升高,2018 年含水上升率達(dá)到12.5 %,自然遞減、綜合遞減增大,水驅(qū)儲量動用程度降低,油藏開發(fā)形勢逐漸變差(見表1)。
水井縱向上注水井段長,注水層數(shù)多,平均單井注水12 層/38.1 m,層間矛盾突出,吸水剖面資料顯示吸水層數(shù)占射孔注水層數(shù)的29.8 %,吸水厚度占射孔注水厚度的27.9 %,水驅(qū)儲量動用程度低。具體體現(xiàn)在分注后一部分層段不滿足配注要求,一部分分注層段段內(nèi)剖面吸水比例低,吸水層相對單一導(dǎo)致單層注水強(qiáng)度大(見表2)。注水見效井組水線易沿高滲透主力層單層突進(jìn),縱向上物性較差的層未得到有效水驅(qū)動用,數(shù)值模擬結(jié)果顯示雖然油藏整體壓力保持水平較高,但注水受效層與未有效水驅(qū)動用層之間地層壓力系數(shù)相差0.22~0.35,且隨著注水開發(fā)的不斷推進(jìn),層間矛盾愈加突出。
水井分段注水指示曲線,可有效判斷各層段吸水能力,并通過深入研究各層段注水指示曲線“拐點”前后斜率變化特征,可指導(dǎo)水井分注層段動態(tài)調(diào)整[2,3]。典型水井G166-52 分層段注水指示曲線顯示,各層段注水啟動壓力分別為12.2 MPa、14.4 MPa、18.4 MPa,層段吸水指數(shù)為3.6 m3/(d·MPa)、3.3 m3/(d·MPa)、0.86 m3/(d·MPa),其中層段三與其他層段相比較,注水啟動壓力高,吸水指數(shù)低,吸水能力差異大,通過常規(guī)分注措施難以滿足油藏注水量要求。層段一、二單段注水指示曲線存在一個明顯拐點,拐點把曲線分為斜率不同的兩段,拐點后曲線斜率均向注入量X 坐標(biāo)軸偏轉(zhuǎn),說明吸水能力增強(qiáng),分析認(rèn)為多層合注層段各小層之間注水啟動壓力不同,指示曲線測試過程中隨著注入壓力的提升,啟動新層吸水或者是原吸水層產(chǎn)生微裂縫打破了原吸水層注入壓力與注入量之間的平衡狀態(tài)[4,5],造成吸水指數(shù)增大,綜合斷塊地層破裂壓力并結(jié)合吸水剖面資料分析認(rèn)為層段具備通過細(xì)分注水改善剖面潛力(見圖1)。
表1 高66X1 斷塊沙河街油藏開發(fā)指標(biāo)對比
表2 水井吸水狀況變化統(tǒng)計表
圖1 高166-52 井分層段指示曲線對應(yīng)吸水剖面示意圖
斷塊主力小層平面非均質(zhì)性強(qiáng),平均滲透率級差17.4,變異系數(shù)0.94。水驅(qū)開發(fā)過程中,由于注入水具有沿高滲方向優(yōu)先推進(jìn)的特點,從而導(dǎo)致平面注水驅(qū)替過程不均衡,甚至造成注入水沿高滲透方向低效循環(huán),進(jìn)而影響油藏整體的開發(fā)效果。
統(tǒng)計5 個主力注水受效小層,油井能夠形成雙向及以上注采對應(yīng)井層19 個,但水驅(qū)過程中僅4 個雙向受效,占比僅為23.5 %(見表3)。多數(shù)井層受效方向以單向受效為主,在注采相對同步情況下,見效方向主要受平面非均質(zhì)性影響,注入水沿高滲條帶推進(jìn),部分受效井層由于長期注水沖刷已形成優(yōu)勢滲流通道,對應(yīng)油井注水見效后,含水快速上升。單向見效油井極端高耗水,水洗條帶剩余油含油飽和度已降低至接近水驅(qū)殘余油飽和度40 %以下,導(dǎo)致嚴(yán)重?zé)o效注水循環(huán),油藏存水率下降至0.3 以下。
通過對分層段注水指示曲線綜合分析,在不超過儲層破裂壓力前提下并考慮現(xiàn)有管網(wǎng)系統(tǒng)井口最高注入壓力,如果各層段都能啟動注水,且注入量滿足油藏需求,通過調(diào)配層段間水嘴,加大高吸水層段節(jié)流壓差,提高全井注水壓力,放大差油層段水嘴,最大限度滿足差油層配注需求,全井重新定壓調(diào)整分層段流量,使之滿足單井配注方案。針對段間調(diào)配后,段內(nèi)吸水層單一層段,實施段內(nèi)進(jìn)一步細(xì)分升級,控制強(qiáng)吸水層,進(jìn)一步改善縱向剖面,實現(xiàn)層間相對均衡驅(qū)替。調(diào)整后全井注入壓力提升6 MPa,強(qiáng)吸水層得到有效抑制,同時增加多個吸水層,全井吸水層數(shù)動用比例由29.8 %提高到44.2 %,砂巖吸水厚度比例由27.9 %提高到43.6 %,提高油層水驅(qū)動用程度。
表3 主力受效小層受效狀況統(tǒng)計表
部分儲層物性差,注水啟動壓力高,滲流阻力大造成吸水能力差。一直處于天然能量彈性開發(fā),且分層段指示曲線顯示在管網(wǎng)系統(tǒng)最高注入壓力條件下仍難以滿足配注要求,目前經(jīng)濟(jì)極限井距條件下難以建立有效注采驅(qū)替。針對此類甜點區(qū)儲量可實施注采對應(yīng)壓裂改造重建驅(qū)替井網(wǎng),通過“縫面建驅(qū)替、縫長縮井距、縫網(wǎng)擴(kuò)波及”仿水平井注水開發(fā)思路[4,5],改變水驅(qū)波及形態(tài),變常規(guī)直井的“紡錘狀波及”為仿水平井的“扇面狀波及”(見圖2、圖3)。計算結(jié)果表明,五點法注采井網(wǎng)在相同的井網(wǎng)井距條件下,半縫長為100 m 時,波及體積可以擴(kuò)大近1.6 倍(見圖4、圖5),提高低滲透油藏采收率,實現(xiàn)效益開發(fā)。統(tǒng)計分析斷塊18 個井層具備壓裂改造潛力,預(yù)計可有效建立水驅(qū)動用地質(zhì)儲量26.5×104t。
計算單元幾何參數(shù):水井端裂縫半縫長L1;油井端裂縫半縫長L2;水井距離油井裂縫最短距離d1;油井距離水井裂縫最短距離d2;注水井水驅(qū)角度增量α1;注水井裂縫前緣水驅(qū)角度增量α2;油井裂縫前緣水驅(qū)角度增量β1;油井水驅(qū)角度增量β2;正方形長邊長度L;正方形短邊長度d。
圖2 常規(guī)直井紡錘狀波及示意圖
圖3 壓裂仿水平井扇面狀波及示意圖
圖4 五點法注采井網(wǎng)流線示意圖
圖5 交錯排狀井網(wǎng)一注一采流線示意圖
在水驅(qū)開發(fā)過程中,降低儲層平面非均質(zhì)性對水驅(qū)的影響,調(diào)整和重建各向均衡的水驅(qū)注采體系已成為當(dāng)前油田開發(fā)調(diào)整的主導(dǎo)思路。調(diào)節(jié)平面水驅(qū)流場,實現(xiàn)平面均衡水驅(qū)主要有井距調(diào)整和驅(qū)替壓差調(diào)整兩種方式。井距調(diào)整需要進(jìn)一步縮短注采井距鉆調(diào)整井,受油藏效益開發(fā)影響往往難以實現(xiàn)。礦場上主要采取調(diào)整不同注采方向驅(qū)替壓差改變高滲方向和低滲方向的滲流動力從而調(diào)節(jié)水驅(qū)流場。非均質(zhì)儲層變驅(qū)替壓差水驅(qū)數(shù)值模擬表明,在各向驅(qū)替壓差相等、各向井距相同的條件下,驅(qū)替壓力梯度相同,但注入水沿高滲方向竄流,水驅(qū)不均衡。通過增大低滲方向驅(qū)替壓差、減小高滲方向驅(qū)替壓差,能夠改變原有驅(qū)替壓力梯度及水驅(qū)流場的分布,低滲區(qū)水驅(qū)程度可以得到強(qiáng)化[6-9]。通過以油水井最小水驅(qū)受效單元為基礎(chǔ),注采聯(lián)動調(diào)整平面水驅(qū)波及方向,物性好水驅(qū)主流線方向油井控制液量、水井控制注水,物性差弱流線油井深抽提液、水井加強(qiáng)注水。實施后斷塊增加受效方向16 個,增加水驅(qū)動用儲量15.6×104t。
(1)高66X1 斷塊開發(fā)效果變差,主要受層間矛盾導(dǎo)致水驅(qū)儲量動用程度低以及平面非均質(zhì)性造成水驅(qū)見效方向單一,注入水利用率低等因素影響。
(2)水井分層段注水指示曲線是生產(chǎn)開發(fā)動態(tài)重要的測試資料,結(jié)合地質(zhì)研究成果,可有效指導(dǎo)層段間精細(xì)調(diào)配,并且是段內(nèi)細(xì)分升級,儲層改造改善水驅(qū)動用重要依據(jù)。
(3)壓裂改造是低滲難采儲量有效開發(fā)方式,油水井對應(yīng)壓裂改造形成仿水平井注水開發(fā)井網(wǎng)能夠?qū)崿F(xiàn)建立有效注采驅(qū)替,擴(kuò)大注水波及目的。
(4)油藏均衡水驅(qū)是改善水驅(qū)效果的有效手段,具有較強(qiáng)的礦場操作性,能夠最大程度降低儲層非均質(zhì)性的影響,提高水驅(qū)波及系數(shù)和水驅(qū)采收率。