特低滲透裂縫油藏側向注水效果評價

鄭奎，陳新晶，李彥秋，何汶緦，吳育鵬，陳章順，張換果，黃瑋

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安710200）

特低滲透裂縫油藏側向注水效果評價

鄭奎，陳新晶，李彥秋，何汶緦，吳育鵬，陳章順，張換果，黃瑋

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安710200）

胡尖山油田安201區長6油藏2009年規模建產，因裂縫發育，暴露出主向油井水淹，產量遞減快等矛盾。2010年通過注水井深部調驅治理，開發效果依然較差，油藏仍存在地層能量不足、側向井見效比例低等矛盾；因此2011年7月開展沿裂縫側向加強注水試驗，取得了較好的效果，開發矛盾得到一定程度的緩解，為同類油藏注水的調整提供了一定的借鑒作用。

側向注水；地層能量；注水；水驅效果

胡尖山油田安201區塊長6油藏屬特低滲巖性油藏，長6層總體為湖退進積沉積特征，發育三角洲平原和前緣沉積，砂體主要為分流河道和水下分流河道，平面上沿河道成帶狀展布，剖面上砂體相互疊置，油層穩定性好，平均地層厚度130 m～150 m，平均鉆遇砂層30.9 m，油層16.9 m，油水層12.0 m。

油藏頂面構造特征總體表現出東高西低，呈坡度較小的單斜構造與區域上西傾單斜的構造背景相符［1］，南部呈現出一條較淺的凹陷帶；北部構造簡單，為一坡度較小的單斜構造；中部整體為一鼻狀隆起，在鼻狀隆起的構造背景下又出現一些小的凹陷和凸起。

長6層儲層物性較差、非均質性強、裂縫發育。表現為中孔、低滲特征，儲層平均孔隙度13.4%，平均滲透率1.44×10-3μm2；長6層存在高角度天然裂縫，裂縫走向以NE向裂縫為主，平均裂縫走向為65°～75°。

1　注水調整背景

（1）主向井見水，裂縫方向水線貫通：研究區初期采用480 m×150 m菱形反九點井網，井排方向為NE72°。從2009年開始，研究區水淹井逐年增加，截止2011年7月水淹井達到43口，占區塊總井數的21.3%；優勢見水方向NE72°，水線呈平行條帶狀，與人工裂縫方位一致，主要呈現12條沿裂縫水線貫通。

（2）注水井深部調驅效果較差：2010年在該區三條裂縫帶上實施了9口注水井深部調驅措施，對應6口主向水淹井中僅2口有效，且失效后水淹套返，因此在裂縫帶上針對主向井堵水措施效果較差。

（3）地層壓力保持水平低，側向井受效緩慢：研究區地層壓力11.9 MPa，壓力保持水平77.7%，其中側向井壓力11.5 MPa，壓力保持水平75.2%；截止2011年 7月，側向井見效51口（其中見水見效6口），占側向井比例36.4%，見效程度低。

（4）自然低遞減大，穩產形勢嚴峻：2010年以來，因主向井見水、側向井不見效，老井產量持續下降，2011年1-7月自然遞減率達到24.2%，穩產形勢嚴峻。

表1　研究區南部歷年注水調整及開發效果

表2　研究區中部歷年注水調整及開發效果

2　實施效果評價

2.1精細注水方案制定

2.1.1裂縫帶分布2011年3月對沿裂縫方向上的水淹井實施了地質關井，全區形成了12條沿裂縫側向注水井組。南部裂縫帶上的6口水淹井關井，形成了5條裂縫較短的注水井組；中部裂縫帶上的20口水淹井關井，形成了7條沿裂縫側向注水井組。

2.1.2注水參數確定結合油藏儲層特征，依據注水強度法，合理該區注水井單井配注，再結合生產動態，確定合理注采比。

注水強度表達式：

式中：A-注采井組面積；Pf-注水井最大井底壓力，Pf=Pwf×0.9；λ-真實啟動壓力梯度，λ=0.011 6×K-1.2767；Pwf-破壓，28.1 MPa；P-原始地層壓力，15.3 MPa；Krw-殘余油時水相滲透率，0.43；Bw-水體積系數，1.0；Rw-井半徑，0.122 3 m，K-平均有效滲透率，1.44 mD；μw-地層水粘度，0.5～0.4。

根據計算，區塊注水強度2.09 m3/d·m～2.61 m3/d· m。研究區南部裂縫帶平均有效油層厚度22.4 m，中部裂縫帶平均有效厚度22.2 m；結合注水強度以及開發動態確定沿裂縫側向加強注水政策：中部側向注水區注水強度2.03 m3/d·m～2.61 m3/d·m、單井日配注45.0 m3～57.9 m3；注采比4.6～6.1；南部側向注水區注水強度2.10 m3/d·m～2.63 m3/d·m；單井日配注46.8 m3～58.5 m3；注采比8.5～11.1。

2.1.3精細注水調整沿裂縫注水井組按照“整體加強，逐步上調”的思路開展精細注水調整。2011-2012年試驗階段，為了觀察效果，防止側向井見水，配注調整較為保守；2013-2014年，根據開發效果，全面上調注水井配注。

2.1.3.1南部裂縫井組南部5個裂縫井組共11口注水井，2011-2014年共上調注水井配注17井次，平均單井日配注24 m3上調至37 m3，注水強度1.07 m3/d·m上調至1.67 m3/d·m，注采比4.56上調至7.12。

研究區南部主要經歷2011、2013年兩次配注調整工作，通過調整，遞減率逐年下降，目前（2015年2月）遞減率1.9%，調整效果明顯。

2.1.3.2中部裂縫井組中部7個裂縫井組共23口注水井，2011-2014年共上調注水井配注39井次，平均單井日配注27 m3上調至42 m3，注水強度1.20 m3/d·m上調至1.81 m3/d·m，注采比2.78上調至4.41。

研究區中部主要經歷2011、2013年兩次配注調整工作（2012、2014年局部調整），通過加強注水，2013年以來，遞減由2011年1月的40.2%下降至目前（2015年2月）的-7.0%，連續三年實施負遞減，產量逐漸上升，油井見效明顯，調整效果顯著。

2.2效果評價

2.2.1遞減持續下降通過2011-2014年沿裂縫側向加強注水，全區遞減率由2011年1月的30.0%下降至2.2%；其中沿裂縫側向加強注水區遞減率由2011年1月的38.9%下降至-5.4%，裂縫側向加強注水區開發效果明顯較全區好。

2.2.2水驅效果改善，動態采收率提高水驅特征曲線法：長6油藏原油粘度為9.3 mPa·s，中粘（3 mPa·s～30 mPa·s）油田使用甲型水驅特征曲線評價注水開發效果［2］。

馬克西莫夫-童憲章甲型曲線表達式為［3］：

其累積油與含水率關系式：

式中：fw-含水率，98%；Np-可采地質儲量，萬噸；b-斜率；a-截距。

調整前：a=0.709 2，b=0.021，通過計算可采儲量109.4萬t，采收率15.1%；調整后：a=0.779 9，b=0.016 7，通過計算可采儲量139.2萬t，采收率19.3%。通過調整，裂縫區最終采收率提高4.2%。

表3　側向加強注水區與全區歷年遞減對比表

圖1　側向加強注水區含水與采出程度關系曲線

表4　裂縫區與全區歷年壓力對比表

利用童憲章導出的水驅曲線法評價動態采收率。含水與采出程度關系式：

式中：fw-含水率，98%；R-采出程度；ER-最終采收率。

根據含水與采出程度關系曲線分析，通過沿裂縫加強注水，開發效果變化，動態采收率由16%上升至21%，預計采收率提高5%。

通過水驅曲線、含水與采出程度曲線綜合對比分析，裂縫區沿裂縫加強注水后，水驅開發效果變好，預計采收率提高至20%。

2.2.3油井見效比例逐年提高通過2011-2014年沿裂縫加強注水，側向井見效程度逐年提高，累計新增見效井43口，見效比由29.4%上升至65.5%。

2.2.4地層壓力逐漸上升，但驅替系統建立緩慢沿裂縫側向加強注水區地層壓力12.4 MPa，高于全區平均地層壓力（12.0 MPa）；與2012年相比，地層壓力逐漸上升，且注水井與油井間壓差逐年減小，說明通過側向加強注水后，水驅驅替系統已緩慢建立。

但目前壓力保持水平仍然較低，通過研究以及動態分析認為：實際壓力梯度小于啟動壓力梯度以及無效注水是壓力保持水平低的主要原因。

（1）實際壓力梯度小于啟動壓力梯度，驅替系統難以建立：該區采用排距為150 m沿裂縫排狀注水井網，油水井間壓力梯度0.035 MPa/m，小于平均啟動壓力梯度（0.041 MPa/m），導致驅替系統建立緩慢［4］。

（2）個別裂縫兩端延伸，導致無效注水：目前沿裂縫側向注水井組月注采比5.23，累計注采比3.42，但地層壓力保持水平依然較低；通過動態觀察，油藏邊界外2.1 km的A155井在裂縫帶上，動態表現為長6層投產見水，認為研究區裂縫延伸較遠，長6層注水利用率較低，是導致壓力保持水平低的重要因素。

3　結論和認識

（1）研究區裂縫發育，水線貫通，為沿裂縫注水提供了基礎條件。

（2）通過在裂縫區開展沿裂縫加強注水，遞減大幅下降，水驅開發效果變好，油田開發形勢變好。

（3）在特低滲透裂縫油藏執行“沿裂縫側向加強注水”政策，可采儲量增加，是提高采收率的重要手段。

（4）研究區受井排距較大以及因裂縫延伸導致無效注水的影響，驅替效果依然較差，建議下步通過裂縫端部堵水、油水井大排量壓裂引效等方式提高開發效果。

（5）通過研究區的側向加強注水效果評價，對低滲透裂縫油藏注水開發調整工作提供技術借鑒。

［1］曾聯波，鄭聰斌，等.陜甘寧盆地區域裂縫成因及其地質意義［J］.中國區域地質，1999，18（4）：391-396.

［2］高文君，徐君.常用水驅特征曲線理論研究［J］.石油學報，2007，28（3）：89-92.

［3］葉鋒，劉勇，王琦，等.童氏含水率預測方法的改進［J］.天然氣與石油，2014，32（3）：38-40.

［4］蘇法卿，孫志剛，任忠斌．低滲透砂巖油藏油水兩相最小啟動壓力梯度實驗研究［J］．油氣地質與采收率，2004，11（4）：44-48.

［5］李建山，陸紅軍，杜現飛，等．超低滲儲層混合水體積壓裂重復改造技術研究與現場試驗［J］．石油與天然氣化工，2014，43（5）：515-520.

The evaluation of effect on water-flooding broadside for extra-low permeable fracturing reservoir

ZHENG Kui，CHEN Xinjing，LI Yanqiu，HE Wensi，WU Yupeng，CHEN Zhangshun，ZHANG Huanguo，HUANG Wei
（Oil Production Plant 6 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710200，China）

An 201 Chang 6 oil reservoir realized the full scale of productivity construction industry in 2009.Due to fracture development，exposing the principal stress directional wells water flooding，the speedy production declining.Through the deep profile control，the effect is poorly developed，insufficient reservoir formation energy，the proportion of low effective lateral wells.Therefore conducted along the fracture strengthen water injection experiment in July 2011，and achieved better results.The means of tracking and evaluating for along the fracture strengthen water flooding aimed at hujianshan oil field has he scientifically directive sense to other oil field.

water-flooding broadside；formation pressure；water injection；water flooding effect

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.07.015

TE357.6

A

1673-5285（2015）07-0064-04

2015－06-23

鄭奎，男（1983-），2008年長江大學畢業，工程師，從事老油田開發穩產工作，郵箱：zhk1_cq@petrochina.com.cn。