延長油田致密油藏注水吞吐機理及應(yīng)用

高 濤，趙習(xí)森，黨海龍，張志升，吳向陽

(1.陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司，陜西 西安 710075； 2.延長油田股份有限責(zé)任公司，陜西 延安 717400)

0 引 言

致密油藏開發(fā)成為延長油田增儲上產(chǎn)的新領(lǐng)域[1-3]，體積壓裂是致密油藏開發(fā)的有效手段[4-6]，大規(guī)模體積壓裂后形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)，低注水強度無法補充地層能量，而高注水強度導(dǎo)致裂縫性水淹[7-10]。國內(nèi)外研究表明，注水吞吐采油技術(shù)可發(fā)揮油層毛管力吸水排油作用，能有效地補充地層壓力[11-13]。通過室內(nèi)長巖心實驗研究，分析了悶井壓力、悶井時間、回采速度、吞吐周期等因素對鄂爾多斯盆地長8儲層巖心吞吐采出程度的影響，結(jié)合核磁共振分析注水吞吐作用機理，并進行礦場水平井吞吐試驗，為研究區(qū)及類似的致密油藏注水吞吐開發(fā)提供重要參考。

1 注水吞吐實驗研究

1.1 實驗樣品及設(shè)備

實驗樣品來自延長油田南部地區(qū)長8儲層，包括蘆136、蘆124、蘆133井的天然巖心，共100余塊。實驗選用該區(qū)長8儲層的地層水為實驗水樣，水型以CaCl2型(蘇林分類)為主，中性(pH值為7.10)，礦化度為15 219.94 mg/L。選用該區(qū)長8油層原油為實驗油樣，原油密度為0.816 g/cm3，50 ℃地面脫氣原油黏度為2.75 mPa·s，凝固點為16 ℃。

采用高溫高壓相滲測試儀進行測試，實驗設(shè)備主要由驅(qū)替系統(tǒng)、巖心夾持器以及計量系統(tǒng)組成。實驗溫度為160 ℃，壓力為120 MPa。

1.2 實驗步驟

實驗步驟主要包括：①抽真空飽和水；②驅(qū)替飽和油；③巖心劈縫，并計算出飽和油量；④長巖心注水吞吐實驗數(shù)據(jù)處理，計算吞吐采出程度。

1.3 結(jié)果分析

1.3.1 壓力對吞吐采出程度的影響

選取不同滲透率的巖心，實驗溫度為54 ℃，憋壓時間為12 h，回采速度為0.4 mL/min，吞吐周期為一次，考察憋壓壓力為5、8、11、14 MPa時，憋壓壓力對裂縫性巖心采出程度的影響，最終測得不同物性巖心不同憋壓壓力的采出程度(圖1)。由圖1可知：隨憋壓壓力的升高，滲吸的采出程度逐漸升高，但存在最佳值。分析認為：隨著憋壓壓力的升高，被壓入較大孔隙中的地層水越多，與大孔隙連通的參與滲吸的小孔隙數(shù)量隨之增加，滲吸越充分(滲吸范圍增加)，采出程度越高。

1.3.2 悶井時間對吞吐采出程度的影響

選取不同滲透率的巖心，實驗溫度為54 ℃，憋壓壓力為11 MPa，回采速度為0.4 mL/min，吞吐周期為一次，考察悶井時間為12、24、36、48 h時對裂縫性巖心采出程度的影響(圖2)。由圖2可知：隨悶井時間的增長，滲吸采出程度逐漸增大，最后趨于穩(wěn)定。這是因為隨滲吸時間的增大，滲吸速度逐漸減小，采出程度增幅變緩，隨著悶井時間內(nèi)滲吸過程的進行，裂縫孔隙表面逐漸被油侵占，如不將其驅(qū)出，將會對后續(xù)滲吸產(chǎn)生抑制作用；滲透率較低的巖心采出程度增幅大于滲透率較高的巖心采出程度增幅。

圖1 壓力與吞吐采出程度的關(guān)系

圖2 悶井時間與采出程度的關(guān)系

1.3.3 回采速度對吞吐采出程度的影響

選取不同滲透率的巖心，實驗溫度為54 ℃，憋壓壓力為11 MPa、悶井時間為40 h，吞吐周期為一次，考察回采速度為0.02、0.06、0.10、0.15 mL/min時，回采速度對裂縫性巖心采出程度的影響(圖3)。由圖3可知：在驅(qū)替速度為0.02～0.15 mL/min時，滲吸采出程度隨回采速度增加而明顯降低。分析認為：吞吐采油是本身能量消耗的過程，且無其他能量補充(0.02 mL/min流速下，驅(qū)動力可克服油滴黏滯力)，低速下有利于發(fā)揮毛管滲吸作用，導(dǎo)致更多滲吸介質(zhì)有效地參與滲吸過程；當水驅(qū)速度較快時，注入水還未來得及發(fā)生滲吸置換，導(dǎo)致注入水低效循環(huán)(水驅(qū)前緣已達出口端)，造成裂縫端面滲吸喉道出口端液面封閉，從而使?jié)B吸能力減弱。

圖3 回采速度與采出程度的關(guān)系

1.3.4 吞吐周期對采出程度的影響

選取不同滲透率的巖心，憋壓壓力為11 MPa、回采速度為0.2 mL/min，悶井時間為40 h，考察吞吐周期對注水吞吐采出程度的影響(圖4)。由圖4可知：隨吞吐周期的增加，滲吸總采出程度逐漸升高，吞吐多周期后總采出程度相較一周期水驅(qū)明顯提高，證明注水吞吐是一種有效提高滲吸的采油方式。隨吞吐周期的增加，每次滲吸采出程度逐漸降低。分析認為，由毛管壓力與含水飽和度關(guān)系曲線可知[14]，隨巖心內(nèi)部含水飽和度的增加，巖心毛管力逐漸減少，當毛管力減至與黏滯力平衡時，滲吸過程結(jié)束。

圖4 吞吐周期與采出程度關(guān)系

2 注水吞吐作用機理及應(yīng)用

2.1 注水吞吐作用機理

注水吞吐的滲流機理本質(zhì)是滲吸交換作用。特低滲油藏大規(guī)模壓裂后，形成高導(dǎo)流能力裂縫網(wǎng)。毛細管力作用將裂縫中潤濕相(水)滲吸到基質(zhì)內(nèi)，基質(zhì)中的非潤濕相(油)被置換到裂縫中，裂縫中的油在注入水壓差作用下被驅(qū)替到井筒中，裂縫與基質(zhì)之間流體的置換作用是注水吞吐的主要機理。

圖5為靜態(tài)自發(fā)滲吸實驗前后核磁共振圖譜，實驗樣品參數(shù)及數(shù)據(jù)見表1。由圖5可知，在巖心發(fā)生滲吸交換作用前，測出的含油孔徑分布為2個峰，左峰表示小孔道部分，右峰表示大孔道部分，經(jīng)過一段時間的自發(fā)滲吸后，左右2個峰幅度比作用前測得的幅度小，說明致密砂巖毛管滲吸作用較強，即基質(zhì)小孔道中的原油受毛管力的作用與水發(fā)生滲吸交換而排出。根據(jù)飽和油含量和殘余油含量計算可知(表1)，3塊巖心滲吸作用驅(qū)油效率分別為17.74%、9.60%、19.49%，平均為15.61%。因此，在致密油藏中，滲吸的作用不可忽略。

表1 滲吸實驗巖心參數(shù)及數(shù)據(jù)

2.2 注水吞吐礦場試驗

王平X井為典型的注水吞吐水平井，初始含油飽和度為68%。該井于2014年4月27日進行體積壓裂投產(chǎn)，初期日產(chǎn)液為25.5 m3/d，日產(chǎn)油為14.6 t/d。自然衰竭開發(fā)1 a后日產(chǎn)液為5.12 m3/d，日產(chǎn)油為3.9 t/d。2015年4月對該井進行注水吞吐作業(yè)，注入總液量為1 630 m3，根據(jù)井口壓力變化情況確定悶井時間，待油壓下降幅度趨于平穩(wěn)或是下降幅度小于0.1 MPa時，停注悶井，悶井周期為15 d。開井后，動液面由注水吞吐前的1 587 m升至1 214 m，日產(chǎn)液量升至19.2 m3/d，日產(chǎn)油為13.3 t/d?？梢?，致密油藏體積壓裂后利用注水吞吐技術(shù)能大幅度提高產(chǎn)量。通過室內(nèi)實驗及礦場試驗，總結(jié)出注水吞吐試驗區(qū)有利的3個前提條件為：①體積改造產(chǎn)生大量人工裂縫，且天然裂縫較發(fā)育；②儲層潤濕性為強親水，滲吸作用顯著；③油藏初始含油飽和度較高。

圖5 滲吸前后核磁共振T2譜圖

3 結(jié)論及建議

(1) 致密油水平井體積壓裂注水吞吐開發(fā)的主要機理是滲吸作用，實驗巖心通過自發(fā)滲吸作用

平均驅(qū)油效率可達15.61%。

(2) 致密油水平井體積壓裂開發(fā)中，注水吞吐技術(shù)增產(chǎn)效果顯著，對于油藏初始含油飽和度較高、強親水、裂縫發(fā)育區(qū)域可推廣應(yīng)用。