強底水油藏注水開發(fā)可行性研究

鄭小杰，鐘偉，段洪澤，梁宏剛，婁大娜，王春浦

（1.中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 烏魯木齊830011；2.中國石化中原油田分公司采油二廠，河南 濮陽457532）

以往針對底水油藏改善開發(fā)效果的研究，主要集中在合理采速、液量優(yōu)化、壓錐、堵水等方面［1-10］，對底水油藏注水開發(fā)研究甚少，且僅涉及能量不足或內(nèi)部隔夾層發(fā)育致油層呈層狀特點的注水底水油藏［11-13］。本次對隔夾層不發(fā)育且地層能量充足的油藏進行注水開發(fā)效果可行性論證，以期為同類型油藏提供借鑒。

1 油田概況

塔河油田1 區(qū)三疊系下油組油藏，位于塔里木盆地沙雅隆起阿克庫勒凸起南部，埋深4 560～4 590 m，構(gòu)造幅度平緩，油藏東西長、 南北窄，構(gòu)造傾角0.4～1.2°，具有厚層底水和廣闊的邊水，是受構(gòu)造和巖性控制的典型斷背斜、底水砂巖油藏。油藏儲層成因類型為辮狀河三角洲辮狀河道砂壩。儲層砂體結(jié)構(gòu)呈多期河道平面拼接、縱向疊置的巨厚板狀，其間無穩(wěn)定分布的隔層，僅發(fā)育少量不穩(wěn)定薄泥質(zhì)或者鈣質(zhì)夾層［14-15］。砂體厚度平均130 m，頂部20 m 左右為油層［16］，平均孔隙度為21.9%，平均滲透率為809×10-3μm2，屬中孔、中高滲儲層。至2014年初，油藏含水率80%，采出程度30%，原始地層壓力50.18 MPa，飽和壓力38.15 MPa；目前，地層壓力49.10 MPa，壓力保持程度達98%。

該油藏油層單一，井控程度高，底水錐進嚴(yán)重，產(chǎn)量遞減逐年加大。數(shù)值模擬成果顯示，油藏縱向上剩余油主要富集在油層頂部，平面上剩余油主要分布在構(gòu)造高部位、 井間及局部夾層遮擋部位。油藏具有物性好、滲透率水垂比大（3∶1）、夾層分布少、采出程度較高、目前單井產(chǎn)量較低等特點。

2 注水開發(fā)可行性

2.1 井組轉(zhuǎn)注

2.1.1 模擬區(qū)域選擇

根據(jù)剩余油分布特征，選取儲量豐度大于50×104t/km2的區(qū)域，同時區(qū)域中包含有直井與水平井，且在轉(zhuǎn)注后能形成相應(yīng)的注采井組。井組選擇盡量消除斷層對注水的影響。

2.1.2 轉(zhuǎn)注井選擇

為了研究不同井型及夾層發(fā)育情況對轉(zhuǎn)注效果的影響，分別選取有夾層與無夾層的直井與水平井（不轉(zhuǎn)注時的基礎(chǔ)累計產(chǎn)油量為441.5×104t）進行轉(zhuǎn)注研究，統(tǒng)計分析轉(zhuǎn)注效果。

2.1.3 轉(zhuǎn)注效果評價

對選定井組依次轉(zhuǎn)注，且均在油層頂部注水。設(shè)計不同轉(zhuǎn)注時機（依據(jù)油藏含水率）、不同井組注采比、不同的注水持續(xù)時間，含水率98%時關(guān)井，終止預(yù)測。研究表明，各轉(zhuǎn)注井組有如下共性。

1）注采比為0.6 左右時，累計產(chǎn)油量均較高；注采比大于0.6 時，隨著注采比的增加，累計產(chǎn)油量反而會減少（見圖1）。其主要原因是：注采比越大，油藏初期含水率越低，但是后期會加速水淹；注采比越小，造成注入水平面驅(qū)不足。

圖1 不同注采比下累計產(chǎn)油量對比

2）持續(xù)注水時間越長，累計產(chǎn)油量越易減少，持續(xù)注水3 a，累計產(chǎn)油量最大（見圖2）。分析鄰井的受效情況，轉(zhuǎn)注后一定時間內(nèi)受效井有一定的增油效果：直井轉(zhuǎn)注初期2～3 a 受效井有一定效果，水平井轉(zhuǎn)注初期3～6 a 受效井有一定效果（見圖3）。其主要原因是，短期內(nèi)注入水具有一定的平面驅(qū)效果，階段內(nèi)的水驅(qū)增油量大于轉(zhuǎn)注井損失量，但隨著注水的持續(xù)，使得后期含水率上升過快，加速受效井水淹。

圖2 不同注水持續(xù)時間下累計產(chǎn)油量對比

圖3 不同井型轉(zhuǎn)注區(qū)塊日產(chǎn)油量曲線對比

3）含水率越高時轉(zhuǎn)注，累計產(chǎn)油量越大；當(dāng)含水率大于90%時轉(zhuǎn)注，其累計產(chǎn)油量大于不轉(zhuǎn)注時（見圖4）。其主要原因是，高含水井轉(zhuǎn)注時，油井自身損失油量較小。

圖4 不同轉(zhuǎn)注時機下累計產(chǎn)油量對比

4）有相對穩(wěn)定夾層的油井轉(zhuǎn)注效果相對較好。其主要原因是，夾層分布區(qū)域剩余油較富集。

2.2 整體轉(zhuǎn)注

在研究井組轉(zhuǎn)注的基礎(chǔ)上，為進一步明確注采比、注水時機等因素對注水效果的影響，根據(jù)油藏剩余油分布及地質(zhì)情況，結(jié)合對井組轉(zhuǎn)注情況的認(rèn)識，設(shè)計4套整體轉(zhuǎn)注方案，選用不同注采參數(shù)，模擬44 次，預(yù)測油藏最終累產(chǎn)情況，與不轉(zhuǎn)注進行效果對比，評價全區(qū)轉(zhuǎn)注的可行性。

轉(zhuǎn)注方案：1）底部有夾層的井轉(zhuǎn)注。盡量選擇有夾層分布、含水率較高、剩余可采儲量低的油井轉(zhuǎn)注。共選取了4 口井。2）構(gòu)造中低部位井轉(zhuǎn)注。選擇在油藏中低部位、含水率普遍較高、剩余可采儲量低的油井轉(zhuǎn)注。共選取了6 口井。3）圍繞剩余油富集區(qū)轉(zhuǎn)注。選擇剩余可采儲量低、含水率較高的井轉(zhuǎn)注。以剩余可采儲量較高區(qū)域為目標(biāo)，評價該區(qū)域開展注水的效果。共選取了7 口井。4）綜合考慮剩余油及夾層分布轉(zhuǎn)注。選擇含水率較高、剩余可采儲量低、底部盡量有夾層分布或者夾層周圍的井轉(zhuǎn)注。剩余可采儲量高的油井作為采油井，注水井與采油井形成一定的注采關(guān)系。共選取了5 口井。

若將不轉(zhuǎn)注作為基礎(chǔ)方案，油井含水率為98%時關(guān)井，則預(yù)測區(qū)塊累計產(chǎn)油量為441.5×104t。從轉(zhuǎn)注效果來看（見表1），轉(zhuǎn)注水的44 個方案中，僅有15 個方案累產(chǎn)油大于不轉(zhuǎn)注（表1中對應(yīng)加粗體數(shù)字）。從經(jīng)濟效益上考慮，采用邊部油井轉(zhuǎn)注6 口井方案，轉(zhuǎn)注效果最好。轉(zhuǎn)注時機采用單井含水率為90%后轉(zhuǎn)注，注采比采用0.6，注水持續(xù)時間為直井2 a、水平井4 a。

表1 各模擬轉(zhuǎn)注方案累計注水量、產(chǎn)油量統(tǒng)計

2.3 轉(zhuǎn)注風(fēng)險評價

通過以上研究認(rèn)為，該油藏最優(yōu)注水方案的最終累計產(chǎn)油量比不轉(zhuǎn)注方案的多5.3×104t，提高采收率0.5 百分點。但整體來看，轉(zhuǎn)注后效果并不好（見表1），且最佳轉(zhuǎn)注方案需要累計注水116.0×104m3，同時需要進行轉(zhuǎn)注的配套設(shè)施建設(shè)，在經(jīng)濟上存在較大風(fēng)險。

對TK103 井組15 口受效井水侵量及累計產(chǎn)油量統(tǒng)計分析，結(jié)果顯示，油井轉(zhuǎn)注后，受效井采出水中注入水量僅占13%左右——這說明轉(zhuǎn)注水后，油井的主要驅(qū)油方式仍然以底水驅(qū)為主。結(jié)合目前生產(chǎn)情況看，強底水油藏大幅提液，會造成油井快速水淹，產(chǎn)油量急速降低，一旦形成優(yōu)勢通道后，底水驅(qū)效果會變差。當(dāng)油井轉(zhuǎn)注水后，受重力和水錐形成的優(yōu)勢通道雙重作用，注入水大部分進入底水，驅(qū)動底水向生產(chǎn)井流動［17］，注入水平面波及范圍縮小，井間存在大量無法驅(qū)替剩余油（見表2），且油井轉(zhuǎn)為水井后將損失大量產(chǎn)能。如此，則得不償失，這也是造成大部分轉(zhuǎn)注方案累計產(chǎn)油量低于不轉(zhuǎn)注方案累計產(chǎn)油量的主要原因。

表2 TK103 井組受效井水侵量分析

3 結(jié)論

1）強底水油藏轉(zhuǎn)注優(yōu)化參數(shù)后，能增加油藏累計產(chǎn)油量，提高油藏采收率，但效果并不明顯。

2）油井轉(zhuǎn)注后，受效井產(chǎn)出水中注水量比例小，注入水波及范圍小，驅(qū)油效果差，且油井需轉(zhuǎn)為水井，損失自身產(chǎn)能，同時大量注水需要相應(yīng)配套設(shè)施建設(shè)，存在經(jīng)濟風(fēng)險。

［1］李傳亮，楊學(xué)鋒.底水油藏的壓錐效果分析［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2006，25（5）：45-49.

［2］安小平，何永宏，熊維亮，等.底水油藏開發(fā)中后期水平井挖潛技術(shù)研究［J］.石油天然氣學(xué)報，2008，30（1）：318-321.

［3］衣英杰，尹繼全.強底水低幅度構(gòu)造油藏水平井的研究應(yīng)用［J］.石油天然氣學(xué)報（江漢石油學(xué)院學(xué)報），2009，31（5）：364-367.

［4］王超，吳振東，楊迎春.大底水砂巖油藏控液增油研究與應(yīng)用［J］.新疆石油天然氣，2011，7（2）：23-29.

［5］賀永軍，戴寶萍，潘義，等.化學(xué)堵水技術(shù)的應(yīng)用［J］.石油天然氣學(xué)報，2010，32（2）：355-357.

［6］甘振維.塔河油田底水砂巖油藏水平井堵水提高采收率技術(shù)［J］.斷塊油氣田，2010，17（3）：372-375.

［7］張振軍.底水油藏水平井水錐影響因素分析［J］.重慶科技學(xué)院學(xué)報：自然科學(xué)版，2011，13（2）：56-58.

［8］萬學(xué)鵬，張興，趙新軍，等.強邊底水低幅度構(gòu)造油藏二次提液增油效果探討：以南美奧連特盆地塔區(qū)塊為例［J］.特種油氣藏，2008，15（2）：60-63.

［9］張迎春，李廷禮.海上強底水驅(qū)油藏水平井合理開采速度研究［J］.中國海上油氣，2010，22（4）：246-249.

［10］熊小偉，李云鵬，張靜蕾，等.一種預(yù)測底水油藏水錐動態(tài)及見水時間的新方法［J］.斷塊油氣田，2014，21（2）：221-227.

［11］許寧，張萬禮，王占紅.巨厚層砂礫巖底水油藏注水開發(fā)研究［J］.斷塊油氣田，2004，11（4）：30-32.

［12］楊學(xué)武，周美紅，王軍，等.靖吳地區(qū)侏羅系邊底水油藏轉(zhuǎn)入注水開發(fā)研究［J］.內(nèi)蒙古石油化工，2011，37（4）：106-109.

［13］江琴.雷64 斷塊砂礫巖底水油藏注水開發(fā)效果評價［J］.石油地質(zhì)與工程，2013，27（1）：56-58.

［14］付國民，趙俊欣，楊磊，等.塔河油田9 區(qū)三疊系中上統(tǒng)高分辨率層序地層及沉積演化［J］.蘭州大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2007，43（3）：13-17.

［15］段冬平，侯加根，郭素華，等.塔河油田九區(qū)三疊系油藏隔夾層識別及其展布研究［J］.科技導(dǎo)報，2010，28（19）：21-25.

［16］蒲仁海，翟曉先，閆華，等.塔河油田典型地震相［J］.石油地球物理勘探，2007，42（3）：308-314.

［17］程秋菊，馮文光，彭小東，等.底水油藏注水開發(fā)水淹模式探討［J］.石油鉆采工藝，2012，34（3）：91-93.