紅河油田長8超低滲油藏水平井注水開發試驗效果評價

吳錦偉，周思賓，張本艷，尹　超

(中國石化華北油氣分公司勘探開發研究院，河南鄭州 450006)

紅河油田長8超低滲油藏水平井注水開發試驗效果評價

吳錦偉，周思賓，張本艷，尹超

(中國石化華北油氣分公司勘探開發研究院，河南鄭州 450006)

摘要：紅河油田長8超低滲油藏先期利用水平井分段壓裂技術進行天然能量開發，存在遞減快、采收率低的突出問題。為明確合理的開發技術政策，對注水開發試驗區的井網井距、注采參數等進行跟蹤評價，采用理論計算、相似油藏類比和礦場試驗相結合的方法，重點就避免快速水竄、確保有效注水開展研究，明確了現有井網井距及油藏工程參數進一步優化的原則：①平注平采優于直注平采；②注采井距一般應大于700 m；③宜采用溫和注水，單井注水壓力應小于15 MPa，單井日注水量應控制在15～20 m3。基于研究成果，在紅河油田長8油藏采用抽稀井網、適當擴大現有井距的方式，對其它的6個井組提出了油藏工程參數優化建議。

關鍵詞：紅河油田；長8儲層；超低滲油藏；水平井注水

紅河油田位于鄂爾多斯盆地西南角，三疊系延長組長8儲層是該區塊的主要含油層系，有利沉積微相為三角洲前緣水下分流河道、河口壩。構造上位于天環向斜南端，總體上呈東南高、西北低的構造趨勢，局部發育小型鼻狀隆起[1]；受盆地邊緣多期構造運動的影響，區內發育多組北東向、北西向斷層，與局部天然裂縫較發育有一定關系。

長8儲層巖性以細粒巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖為主，基質儲層平均孔隙度10.5%，平均滲透率0.35×10-3μm2。部分井鉆遇天然裂縫，巖心呈中等、輕微破碎，裂縫延伸方向以NE向為主。長8儲層物性對含油性控制較明顯，為典型的超低滲裂縫性致密巖性油藏(K<1×10-3μm2)[2]。

與直井相比(直井初產油1.5～2t/d)，利用水平井分段壓裂技術，大幅提高了單井初產(水平井初產油8～10t/d)。由于長8地層壓力系數低(0.6～0.8)，初期年遞減大于45%，依靠水平井彈性能量開發采收率低(1%～2%)，經濟效益差。為進一步落實有效開發方式及合理技術政策，優選紅河油田中部進行水平井注水開發先導試驗，分別開展了直注平采(直井注水、水平井采油)和平注平采(水平井注水、采油)試驗。

1注水開發的可行性和必要性

針對超低滲致密油藏的注水開發，國內較成功的是長慶西峰、鎮北以及安塞等油田[3-5]，這些區塊更靠近鄂爾多斯盆地中心，烴源巖品質和厚度、主力油層的物性和含油性均要好于紅河長8油藏。另外，天然裂縫相對欠發育也是注水開發成功的優勢之一。如安塞油田的王窯區東部、坪橋區、候市區東部局部也發育天然裂縫，容易造成裂縫線上油井快速水淹，影響了注水開發效果[6]。

1.1可行性

超低滲油田注水開發獲得成功，主要與儲層的水敏感性、潤濕性、天然裂縫發育程度以及儲層的吸水能力等密切相關。

紅河油田長8儲層黏土礦物以綠泥石(平均35.3%)、高嶺石(平均26.5%)、伊利石(平均20%)和伊蒙間層(平均18.1%)為主，總體呈弱水敏[7]。同時根據油水相滲實驗結果可知，長8儲層平均束縛水飽和度33.0%，等滲點含水飽和度53.3%，儲層潤濕性為弱親水性。

天然裂縫是注水開發中容易發生水竄、造成油井快速水淹的不利因素。長8儲層以孔隙型儲層為主，局部發育有天然裂縫。結合已有注水井的吸水能力測試結果：Ⅰ類儲層(滲透率>0.46×10-3μm2)吸水能力最好；Ⅱ類儲層(滲透率>0.3×10-3μm2)吸水能力中等；Ⅲ類儲層(滲透率<0.3×10-3μm2)吸水能力較差。總體上看，長8油藏中的Ⅰ、Ⅱ類儲層適合進行注水開發。

1.2必要性

水平井雖然大幅提高了單井初產，但后期地層能量嚴重不足。通過調研其它油田在注水補充地層能量方面獲得的成功經驗，目前大多采用直井超前注水開發，或者直注平采。利用水平井進行規模注水開發大多處于數值模擬階段。美國俄克拉荷馬州Glenn油田開展了類似的試驗項目[8]，而采用滯后注水且礦場試驗成功的實例目前鮮有報道。針對紅河油田長8油藏開發現狀，在現有井網基礎上開展針對水平井的注水開發試驗意義重大。

2水平井注水開發特征

紅河油田長8油藏初期以彈性能量開發為主，水平井平均井距為350m左右。目前注水試驗是在現有井網上進行優化，且均為滯后注水。當前實際形成的注采井網有直注平采、平注平采兩大類，每一類根據注水井與采油井的所處的相對位置，又可分為兩小類。其中井網a為水平井段內注水，井網b為水平井端點注水；井網c為水平井平行井網，井網d為水平井交錯井網(圖1)。

2.1直注平采

2.1.1段內注水

H37P26井組為該井區最先實施的直注平采段內注水試驗(圖2a)，注采方式為“4注3采”，屬于井網a型，開發層位為長812小層。實鉆長812砂體厚度15.2m，儲層滲透率(0.30～0.51)×10-3μm2，以Ⅰ、Ⅱ類儲層為主，平均井距為450m。該井組于2014年初開始注水，當時3口水平井已生產超過1年時間，屬于滯后注水。由于天然裂縫局部發育，加上水平井人工壓裂縫，H105-29、H105-44、H105-45井初期日注水量9～12m3，注水壓力10～13MPa，導致H37P26井于2014年6月含水上升、氯根下降，表現為水竄，后3口井經停注、間歇注水，H37P26井含水得到控制；而H105-43井一直正常注水，日注水量保持在4～6m3，H37P26井見效明顯。

圖1　紅河油田長8油藏注采井網形式

另外2口水平井中，H37P27井初期含水也上升，表現為水竄，后期產量、動液面緩慢下降，注水見效不明顯；H37P24井一直保持低液量，暫未見效。對比分析認為：①天然裂縫發育時，直注平采井距偏小，易發生水竄；②為防止水竄應采用溫和注水，段內注水時直井日注水量宜控制在5m3左右，注水壓力宜控制在10MPa以下。

2.1.2端點注水

Z23井組為典型的端點注水井組(圖2b)，注采方式為“1注4采”，屬于井組b型。實鉆長812砂體厚度13m，儲層滲透率(0.20～0.37)×10-3μm2，以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主，局部天然裂縫發育。該井組中Z23井初期日注水量18～27m3，注水壓力13.0～14.1MPa，注水4個月后，距Z23井730m的H37P68井明顯見效：產液、產油均明顯上升，含水下降，之后適當降低日注水量，保持在15m3左右。井組中另外3口井，H37P65產量略有上升，主要是含水上升較快；H37P66、H37P67井與注水井井距較近(<300m)，均發生暴性水淹。對比分析認為：①注采井距>700m，見效機率大；②端點注水時直井日注水量宜控制在10～15m3，注水壓力宜控制在15MPa以下。

圖2　p7P26井組、Z23井組、p7P12井組平面圖

2.2平注平采

H37P12井組為該井區的一個直注平采井組(圖2c)，注采方式為“1注3采”，包含了井組c型和d型。實鉆長812砂體厚度14.2m，儲層滲透率為(0.31～0.49)×10-3μm2，以Ⅰ、Ⅱ類儲層為主，H37P12井與H37P39、H37P13井距分別為475m、362m，A端與H37P14井A端距離為97m。該井組中H37P12井于2014年初開始注水，初期日注水量10m3左右，注水壓力11～12.7MPa。注水后位于南部的H37P14井很快就見到效果：產液、產油量明顯上升，含水下降，動液面和氯根均無明顯變化。而位于側向上的H37P39井、H37P13井由于井距過小，且水平井均已壓裂，注采井之間縫網系統復雜，導致2口井均被水淹。分析對比認為：①平注平采中，交錯排狀井網(井網d型)優于平行排狀(井網c型)；②平行排狀井網的井距小于700m時，發生水竄機率大；③水平井采用溫和注水(日注水量控制在10～15m3、注水壓力控制在11～13MPa)時，采油井見效明顯。

3井網井距

3.1井網形式

研究資料表明，針對低滲透油藏注水開發的井網井距優化，國內外開展了大量的數值模擬研究，比較有代表性的是美國奧斯汀白堊巖裂縫型低滲透油藏，該項研究對直注平采、平注平采的4種典型井網均開展了數值模擬分析與對比(表1)。

表1　不同注采井網10年末開發指標預測

取數值模擬中水平井段長600m結果與紅河油田長8油藏進行對比，結果表明：①平注平采的注水波及系數(78%～79%)明顯高于直注平采(12%～71%)；②平注平采(24%～25%)采出程度高于直注平采(3.3%～21%)。

從長8油藏實際已開展的直注平采、平注平采試驗效果來看，兩類注采方式均能見效，但直井注水極易發生水竄(其中H37P26井組的4口注水直井已有3口發生水竄)，油井見效期短(直注平采小于3個月，平注平采最長達5個月)，平注平采總體上優于直注平采。

3.2井距

3.2.1水平井壓裂后的極限注采井距

通過人工壓裂縫監測，紅河油田長8水平井平均壓裂半縫長120m左右。綜合考慮注水井井口壓力、油井的液面高度、原油最小啟動壓力梯度、壓裂半縫長等因素，當天然裂縫不發育時，極限注采井距為352m；當天然裂縫發育時，注采井距的優化變得較為復雜。紅河油田長8水平井互相壓竄的井距主要集中在400～500m，而當井距大于700m時，互相之間沒有壓竄，為較合理的注采井距。

3.2.2單井控制儲量法

根據單井經濟極限累積產量和預測的采收率水平，確定不同開發方式下的單井極限控制儲量，然后根據不同類型儲層的儲量豐度，測算不同儲量豐度下的極限開發井距[9]。計算結果表明，當原油價格為80美元/桶時，水平井段長按850m計算，極限井距需要大于700m。

3.3礦場試驗結果

礦場試驗井組中相鄰水平井均有不同程度的見水特征，其中注水井H37P12井與采油井H37P39井和H37P13井距分別為475m、362m，井距過小(<700m)，且水平井均已壓裂，注采井之間縫網系統復雜，導致2口井均被水淹。

因此在井距優化上，建議在現有實際井距(平均382m)基礎上，采用抽稀部分井轉為注水井，擴大合理注采井距至700m以上。

4注水參數優化

4.1地層能量保持水平

長慶西峰、鎮北、安塞等油田超前注水開發的經驗表明，地層壓力保持水平在110%左右時采油井進行投產，開發效果最好[10]。而對于紅河油田長8油藏來說,根據鄂爾多斯盆地油田開發經驗，若要滿足油井正常生產，地層能量應保持在原始地層壓力水平的85%以上[11]。同時根據長8儲層應力敏感分析，當地層壓力逐步減小時，隨著上覆巖層壓力與地層壓力之間的壓力差ΔP不斷增大，儲層滲透率明顯降低。巖心實驗結果表明，當ΔP達到15MPa時，裂縫完全閉合，導流能力明顯下降，因此應及時進行注水以補充紅河油田長8油藏的能量。

4.2合理井底流壓及生產壓差

由國內外低滲透油藏的開發經驗可知，一般生產井最低流動壓力為飽和壓力的50%，但是不能低于飽和壓力的2/3，否則就會使得生產井脫氣半徑增大，導致油層滲透能力明顯降低[12]。紅河油田長8油藏飽和壓力6.5MPa，合理井底流壓應大于4.3MPa。

同時由于低滲透油田油井采油指數小，油井見水后采液指數又大幅度下降，要保持一定的產能，必須要保持較大的生產壓差。IPR曲線顯示，當含水率在70%～90%時，合理流壓為5.0～10.5MPa。長8油田目前地層壓力16.8MPa，合理的生產壓差為6.3～11.8MPa。

4.3注水壓力及合理配注

注水壓力主要受地層破裂壓力的限制，根據開發經驗，一般不能大于破裂壓力的80%～90%[13]，長8地層破裂壓力為40MPa左右，最大井底注水壓力為34MPa。同時考慮水嘴壓力損失、井筒摩擦阻力、靜水柱壓力等，紅河油田長8注水井井口最大注水壓力為15MPa。例如在H37P12平注平采井組中，H37P12井穩定注水時，平均日注水量10.2m3，平均注入壓力11.9MPa；當注入壓力大于15MPa，日注水量大于20m3時，相鄰的采油井H37P13井含水迅速上升至90%以上，發生暴性水淹。

在剖析紅河油田長8已有的注水試驗井組效果后，按照“抽稀現有井網、確保有效注水”的原則，明確了適合長8油藏的開發技術政策，對該井區其它6個低產低效井組提出了整體優化建議，為綜合治理提供了技術支撐。

5結論

(1)紅河油田長8超低滲油藏水平井注水開發已有部分井見效，表明利用水平井進行注水開發，是延緩遞減、提高采收率的有效開發方式；

(2)立足已有的水平井井網，通過抽稀部分水平井，適當擴大現有井距，采用平注平采的方式要優于直注平采，且水平井注采井距應大于700m；

(3)通過注水補充地層能量，地層壓力保持水平應不低于原始地層壓力的85%；

(4)長8超低滲油藏適合溫和注水，水平井單井注水壓力應控制在15MPa以下，單井合理日配注量應低于15m3。

參考文獻

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編輯：李金華

文章編號：1673-8217(2016)02-0099-04

收稿日期：2015-07-02

作者簡介：吳錦偉，1982年生，碩士，工程師，主要從事油田開發技術研究工作。

基金項目：國家科技重大專項“鄂爾多斯盆地碎屑巖層系大中型油氣田富集規律與勘探方向”項目(2011ZX05002)。

中圖分類號：TE357.6

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