永樂油田源271區塊低滲透油藏超前注水方案優化研究

王立東　(中石油大慶油田有限責任公司第七采油廠地質大隊，黑龍江 大慶 163517)

永樂油田源271區塊低滲透油藏超前注水方案優化研究

王立東(中石油大慶油田有限責任公司第七采油廠地質大隊，黑龍江 大慶 163517)

[摘要]低滲透油田滲透率低,油層滲流阻力大,壓力傳導能力差。超前注水正是針對低或特低滲透油層具有啟動壓力梯度及油層具有彈-塑性變形等特點而根據非達西滲流提出的改善這類儲層開發效果的一項技術。利用數值模擬方法進行超前注水方案優化研究,以便合理制定超前注水時機和合理注水強度等,提高單井產量。同時開展源271區塊超前注水配套措施組合優化研究,通過預測油井普通射孔及壓裂,以及不同方向定向射孔、定向壓裂的開發效果,確定最優的措施方案。

[關鍵詞]低滲透油藏;超前注水;數值模擬

永樂油田在區域構造上屬于三肇凹陷南部的模范屯鼻狀構造，處于模范屯鼻狀構造西翼向永樂向斜傾沒的斜坡上。源271區塊位于臺105區塊南部，整體構造形態呈南高北低、東高西低，該區塊構造起伏相對平緩，地層傾角為1~2°。區塊內發育較大的斷層4條，均為正斷層，斷層走向以近南北向為主，其次為一些北偏西向斷層，斷距為10~35m，傾角為40~50°，延伸1~3km。葡萄花油層頂面構造埋深-1330~-1240m。

源271區塊為三角洲前緣相-湖相過渡類型沉積。根據巖心和測井曲線所反映的砂體沉積特征，將葡萄花油層劃分為3種沉積微相：主體席狀砂、非主體席狀砂、席間透鏡狀砂。垂向相序為葡Ⅰ油組5~6層以湖相沉積為主，葡Ⅰ油組2~4層為三角洲外前緣相沉積。區塊儲層分布較穩定，多為成片分布，砂體由北向南厚度逐漸變薄。油層鉆遇率較高，統計源271區塊69口完鉆直井鉆遇情況，平均單井鉆遇砂巖厚度4.68m，有效厚度3.35m，其中葡Ⅰ油組4-1小層平均單井鉆遇砂巖2.05m，有效砂巖厚度1.54m，鉆遇率100%。

1源271區塊超前注水方案優化

根據源271區塊儲層特點，結合國內外該類油藏開發成功的經驗，通過超前注水量[1，2]的優化設計、超前注水時機及合理注水強度優化技術提高單井產量[3]、提高油層壓力等開發技術，解決儲層改造及壓力水平低的問題，為進一步提高油田開發水平奠定基礎。

1.1　超前注水合理注水強度的確定

注水強度，即單位有效厚度的日注水量，它是油藏注水開發的重要參數之一，合理的注水強度有利于提高油藏的開發水平。目前，油藏合理注水強度的確定方法主要3種：一是根據油藏開發整體注采平衡需要，采用數值模擬方法確定；二是利用注水強度與采油速度及注采井距的關系確定；三是利用儲層巖石的毛細管力曲線方法確定。筆者采用數值模擬方法來確定試驗區水井的合理注水強度。

按超前注水時間為6個月，超前注水時注水壓力為14MPa進行預測，超前注水結束后，按照不同的注水強度注水，將生產10年后的采收率進行對比，結果如圖1所示。

圖1　生產10年后采收率與注水強度的關系

從圖1可見，當注水強度超過4m3/(d·m)時，采收率上升幅度降緩；超過6m3/(d·m)后，采收率基本不再上升。并且注水強度越大，注水量也越大，對注水設備要求也更高，而且注水成本也將大大提高。因此，選擇合理的注水強度為4m3/(d·m)。

1.2　超前注水合理投產時機的確定

利用數值模擬方法，采取注水井定液(注水強度為4m3/(d·m))、生產井定壓的生產方式，預測不同地層壓力保持水平下的開發效果，對比分析并確定超前注水合理投產時機。

1)方案設計共設計了12個方案，具體見表1。

表1　超前注水合理投產時機的12個方案

表2　不同超前注水時間投產時壓力保持水平及注入體積

2)超前注水合理投產時機的確定不同壓力保持水平時對應的超前注水時間及所注孔隙體積見表2，不同壓力保持水平及初期日產油量和生產10年后采收率如圖2所示。

從圖2中可以看出，地層壓力保持水平越高，初期日產油量越大；采收率隨著地層壓力保持水平的增加而先增加后減少。地層壓力保持水平在115%~118%之間時，即超前注水時間為4~6個月，注入孔隙體積為0.01~0.02PV時，初期投產日產油量較高，且生產10年后采收率均較高。因此，地層壓力恢復到115%~118%時投產效果最佳，此時超前注水時間為4~6個月，合理的注入孔隙體積為0.01~0.02PV。

1.3　生產井合理井底流壓的確定

超前注水結束后，油井開始投產，生產井井底流壓的大小直接影響油藏的開發效果，影響油藏最終采收率的大小。井底流壓過大，則影響油田的采油速度，不能達到油田生產要求；井底流壓過小，造成生產壓差過大，注入水指性突進，油井過早見水，甚至水淹。因此，確定合理的井底流壓，是油藏開發前需做的重要工作之一。

超前注水至地層壓力保持水平為118%后，按4m3/(d·m)注水強度注水，生產井采用定壓(井底流壓分別為1、3、5、8、12、14MPa)生產的方式進行預測，生產10年后，試驗區采收率與井底流壓的關系如圖3所示。

圖2　生產10年后采收率與壓力保持水平的關系曲線　　　圖3　生產10年后試驗區采收率與井底流壓的關系曲線

從圖3中可以看出，生產10年后試驗區采收率隨著井底流壓的增大先增加后減少，當井底流壓為3MPa時，采收率最大，超過3MPa時，采收率先緩慢下降，當井底流壓超過5MPa后，采收率下降速度開始加快，這是因為井底流壓越高，采油速度越慢，造成生產10年后采收率較低；井底流壓過小時，產液、產油速度將增加，但容易造成注入水的指進，油井過早見水，從而導致波及體積的降低，影響油田開發最終采收率。當井底流壓為3~5MPa時，生產10年后采收率均較高，因此，確定油井合理的井底流壓為3~5MPa。

2源271區塊超前注水配套措施組合優化研究

為進一步提高超前注水整體開發效果，開展措施組合優化研究，利用數值模擬方法預測不同方向定向射孔、定向壓裂的開發效果，通過對比分析，確定最優的措施組合方案。

2.1　不同方向定向壓裂下的開發效果對比

1)方案設計為了進行不同方向定向壓裂下的開發效果對比，設計了如下4種方案：①方案1——生產井全部壓裂，裂縫方向0°(正南北向)；②方案2——生產井全部壓裂，裂縫方向45°；③方案3——生產井全部壓裂，裂縫方向90°(正東西向)；④方案4——生產井全部壓裂，裂縫方向135°。

2)最佳壓裂方向的確定不同壓裂方向下，預測生產10年后試驗區生產井累計產油量見圖4。

圖4　生產10年后試驗區累計產油量與壓裂方向的關系

從圖4可以看出，定向壓裂方向為45°時，生產10年后試驗區累計產油量最低，僅56459.1t；壓裂方向在45~135°之間時，隨著壓裂角度的增加，累計產油量大幅度增加；當壓裂方向為135°時，累計產油量最高，為56604.94t，高出壓裂方向為45°時累計產油量145.84t，效果顯著；壓裂方向為90°時，累計產油量為56542.51t，與壓裂方向135°時僅相差62.43t，相差較小。因此，壓裂方向在90~135°之間時，開發效果較好。從圖4還可以看出，隨著壓裂角度的增加，全區累計產油量隨之增加，當壓裂方向超過90°時，累計產油量達到較高水平，且隨著壓裂角度的增加，累計產油量上升變緩，故從全區生產井開發效果來看，壓裂方向在90~135°時，開發效果較好。

綜上所述，定向壓裂方向為135°時，生產10年后開發效果最好，壓裂方向為90°時，開發效果亦相對較好，而壓裂方向為0°和45°時，開發效果較差。因此，確定合理的定向壓裂方向應為90~135°。

2.2　不同方向定向射孔下的開發效果對比

2.2.1單方向射孔的開發效果對比

1)方案設計為了篩選出最佳的射孔方向，首先對單方向射孔的開發效果進行對比。設計如下4種方案：①方案1——射孔方向0°(180°)(正南北向)；②方案2——射孔方向45°(225°)；③方案3——射孔方向90°(270°)(正東西向)；④方案4——射孔方向135°(315°)。

2)確定最佳的單向射孔方向不同射孔方向下，預測生產10年后試驗區生產井累計產油量，結果見圖5。

圖5　生產10年后試驗區累計產油量與射孔方向的關系

從圖5可以看出，射孔方向為90°(270°)時，生產10年后，累計產油量最高；射孔方向為45°(225°)時，累計產油量最低；射孔方向為135°(315°)時，累計產油量相對較高，與射孔方向為90°(270°)時相差不多。故單向射孔開發效果從高到低依次為90°(270°)、135°(315°)、0°(180°)、45°(225°)。

2.2.2不同射孔方向組合下的開發效果對比

1)方案設計根據單方向射孔的開發效果對比結果，射孔方向為0°(180°)、90°(270°)、135°(315°)開發效果較好，因此進行了不同射孔方向組合下的方案設計，結果如下：①方案1——射孔方向為0°(180°)和90°(270°)；②方案2——射孔方向為0°(180°)和135°(315°)；③方案3——射孔方向為90°(270°)和135°(315°)； ④方案4——射孔方向為0°(180°)、90°(270°)和135°(315°)； ⑤方案5——水平井上側生產井射孔方向為0°和270°，下側的生產井射孔方向為180°和90°；⑥方案6——水平井上側生產井射孔方向為0°和315°，下側的生產井射孔方向為180°和135°；⑦方案7——水平井上側生產井射孔方向為270°和315°，下側的生產井射孔方向為90°和135°；⑧方案8——水平井上側生產井射孔方向為0°、270°和315°，下側的生產井射孔方向為180°、90°和135°；⑨方案9——各方向全部射開。其中方案5至方案8如圖6~9所示。

圖6　方案5　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　圖7　方案6

圖8　方案7　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　圖9　方案8

2)確定最佳的組合射孔方向不同組合射孔方向下，預測生產10年后試驗區累計產油量，結果見圖10。

圖10　生產10年后試驗區累計產油量與組合射孔方式的關系

從圖10中可以看出，采取方案5時，即水平井上側生產井射孔方向為0°和270°，下側生產井射孔方向為180°和90°時，生產10年后試驗區生產井累計產油量最高，為56194.87t；采取方案7時，即水平井上側生產井射孔方向為270°和315°，下側生產井射孔方向為90°和135°時，試驗區累計產油量次之，比采取方案5時低87.30t；采取方案9時，即各方向全部射開時，生產10年后試驗區生產井累計產油量最低，僅55693.27t，比采取方案5時低501.60t。因此從試驗區生產井開發效果來看，采取方案5時，效果最顯著。

綜上所述，確定最佳的超前注水配套措施組合方案為：生產井全部壓裂，定向壓裂方向為90~135°，水平井上側生產井射孔方向為0°和270°，下側生產井射孔方向為180°和90°。

3超前注水應用效果

3.1　源271區塊開發效果

源271區塊于2012年5月投產油井16口，投產初期平均單井日產液4.6t，日產油4.3t，綜合含水率6.78%，平均沉沒度840m。 2013年5月平均單井日產液3.2t，日產油2.1t，綜合含水率33.07%，平均沉沒度255m。與投產初期對比，平均單井日產液下降了1.4t，日產油下降了2.2t,綜合含水率上升了26.29%，平均沉沒度下降了585m。

其中，投產水平井2口，投產初期平均單井日產液17.5t,日產油17.5t，平均沉沒度1215m；2013年5月平均單井日產液11t,日產油5.15t，綜合含水率53.18%，平均沉沒度468m。投產直井(或斜井)14口，投產初期平均單井日產液2.76t,日產油2.41t，綜合含水率12.92%，平均沉沒度778m；2013年5月平均單井日產液2.04t,日產油1.68t，綜合含水率17.54%，平均沉沒度208m。

3.2　與相鄰區塊開發效果對比

源271區塊超前注水投入開發以來，投產開發效果好于相鄰的同步注水的臺701區塊，從日產液量、日產油量、綜合含水率、沉沒度這4條生產變化曲線(圖11)可以看出超前注水開發的主要特點：一是單井產能高；二是投產初期沉沒度水平高，且保持穩定；三是油井見水早，含水上升速度較快。

圖11　超前注水與同步注水區塊生產變化對比曲線

4結論與認識

1)應用超前注水技術是有效開發低滲透油藏的手段之一。

2)利用數值模擬的方法，確定了源271區塊超前注水配套措施最佳組合方案(即合理注水強度為4m3/(d·m)，超前注水合理的壓力保持水平為115%~118%，合理的井底流壓為3~5MPa，定向壓裂方向為90~135°，水平井上側生產井射孔方向為0°和270°，下側的生產井射孔方向為180°和90°)，并取得了較好的開發效果。

3)在注水開發過程中，合理的注水方案和油井參數調整，可以減緩含水上升速度和恢復地層能量。

[參考文獻]

[1]王文霞，李治平.長8油藏超前注水壓力保持水平研究[J].中外能源，2011，16(3)：52~55.

[2]曾建，唐海.長慶特低滲油藏超前注水改善開發效果機理研究[D].成都：西南石油大學，2006.

[3]黃戰衛，李書靜，林剛，等.超低滲透油藏超前注水開井時機研究[J].石油天然氣學報(江漢石油學院學報)，2010，32(5)：308~310.

[編輯]黃鸝

[引著格式]王立東.永樂油田源271區塊低滲透油藏超前注水方案優化研究[J].長江大學學報(自科版) ,2015,12(26):64~69.

[中圖分類號]TE357.6

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2015)26-0064-06

[作者簡介]王立東(1982-)，男，工程師，現主要從事地質建模及數值模擬工作，dqwangld@petrochina.com.cn。

[收稿日期]2015-04-02