鄂爾多斯盆地渭北油田長3儲層超前注水效果及微觀機理分析

曹麗麗，徐婷，秦學杰，曹立迎

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鄂爾多斯盆地渭北油田長3儲層超前注水效果及微觀機理分析

曹麗麗，徐婷，秦學杰，曹立迎

（中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

鄂爾多斯盆地長3儲層致密油儲集層孔隙結構復雜，孔隙度小，滲透率低，渭北長3儲層超前注水試驗區(qū)目前見效井比例低、增油量少，非有效層吸水強度大、油井易水竄，形成復雜水網(wǎng)，后期調整難度大，單井注水增油量和可采儲量均未達到經(jīng)濟界限。針對先導試驗區(qū)渭北長3儲層注水開發(fā)狀況， 通過微觀機理和精細數(shù)值模擬研究分析認為，致密油層喉道半徑小，自吸排油能力較弱，注水驅油阻力大，基巖流體流動能力低，在微裂縫干擾下，基巖注水驅替難以建立有效驅動壓差，因此，超前注水開發(fā)不能達到較好開發(fā)效果。

渭北油田；致密儲層；微觀機理；數(shù)值模擬；注水開發(fā)；效果評價

據(jù)最近油氣資源評價顯示，我國主要盆地致密油資源量（130~137）×108t，致密油逐漸成為我國勘探開發(fā)新的潛力陣地[1-3]，致密油儲層物性差，油井天然能量開發(fā)產量極低，急需尋求合理的補充能量開發(fā)方式。中石化先后在鄂爾多斯南部紅河長8、長9，渭北長3等儲層開展產能建設和注水、注氣先導試驗，取得了階段性進展；國內也有多位學者在致密油開采機理及開發(fā)特征等方面取得一定認識[4-9]，但是關于致密油的研究仍處于探索階段。本文針對中國石化先導試驗區(qū)渭北長3注水開發(fā)狀況，從微觀機理入手，借助數(shù)值模擬，分析致密條件下原油流動性，結合試驗區(qū)注水開發(fā)效果，綜合評價致密油的開發(fā)可行性，為此類油藏開發(fā)提供參考。

1 油藏概況

鄂爾多斯南部渭北油田構造上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東南部、渭北隆起與伊陜斜坡交匯處，為無斷塊構造圈閉。生產層位為上三疊統(tǒng)延長組長3油層組內的長33砂層組，埋深為500 m，砂體厚度為12 m，孔隙度為10.8 %，滲透率為0.87×10-3μm2，屬于中-低孔、低滲-特低滲致密儲層。儲層局部發(fā)育裂縫，主要為構造裂縫和水平層理縫。地層原油密度為844 kg/m3，地層原油黏度為7.51 mPa· s，地層原油體積系數(shù)為1.0295，屬于輕質原油。地層壓力系數(shù)0.66，屬超低壓系統(tǒng)。

2 開發(fā)效果分析

（1）試驗區(qū)注水一年半增油效果不明顯。試驗區(qū)實施超前注水開發(fā)1年半，油井整體出現(xiàn)液量降低、油量降低、含水上升、無明顯增油特征，液面持續(xù)降低，說明地層能量補充不足；氯離子含量降低，說明均有注入水產出。

（2）見效井比例低，增油量少，達不到注水開發(fā)經(jīng)濟有效增油界限。試驗區(qū)75口井僅有8口井出現(xiàn)液量、油量明顯增加的注水見效特征，占總井數(shù)的11 %。見效后平均單井增液1.99 t/d，增油0.98 t/d。按照油價$80 /t測算，試驗區(qū)注水經(jīng)濟增油界限為1 754 t，預測見效井單井平均累計增油量1 604 t，8口見效井中僅3口井達到了該界限。

（3）水竄井比例高，水竄速度快。24口井表現(xiàn)出快速水竄特征，占比為32 %，水竄前油井平均產液為1.6 t/d，產油量為0.9 t/d，含水為46 %，氯離子含量為25 511 mg/L；水竄后平均產液3.3 t/d，產油量為0.5 t/d，含水為86 %，氯離子含量為17 916mg/L，油井產油量下降明顯，下降幅度達到47%。

試驗區(qū)出現(xiàn)水竄特征的油水井平均注采井距為241 m，注水強度僅是西峰油田的30%~50%，水線推進速度為1.49 m/d，是西峰的1.7倍，平均見水時間7個月，試驗區(qū)見水速度遠快于西峰。注水強度大于1.75 m3/（d·m）的水井對應油井水竄速度明顯加快；而部分水井降低注水強度，對應水竄井含水降低，體現(xiàn)了裂縫導流能力對壓力敏感的特征。

（4）吸水能力強，有裂縫開啟。相比坪北、董志區(qū)塊，渭北長3儲層啟動壓力低（3.75 MPa），視吸水指數(shù)高（2.49 m3/（MPa·d），高于相似油藏坪北和董志區(qū)塊。試驗區(qū)吸水指示曲線顯示存在拐點，說明注水過程中出現(xiàn)了微裂縫開啟的情況，導致吸水能力增加。

（5）層內吸水不均，非有效層吸水強度大，油井易水竄，形成復雜水網(wǎng)。層內吸水狀況不均，28口吸水剖面監(jiān)測資料中 21口井呈尖峰狀剖面，占比75 %；尖峰狀吸水段占射孔段厚度的10 %，吸水量占總吸水量的45 %，吸水強度達到了3.4 m3/ （d·m），遠超過1.5 m3/（d·m）的控制水平，因此，推測這是引起水竄的重要原因。

渭北長3油藏注水過程中，層理縫開啟，導致注入水沿“賊層”竄進，試驗區(qū)已逐步顯現(xiàn)復雜水網(wǎng)的見水特征。被復雜裂縫系統(tǒng)分隔的基巖周圍為高壓區(qū)，基巖難以建立有效驅動壓差。復雜水網(wǎng)使井網(wǎng)調整難度大，渭北長3注水開發(fā)面臨巨大的困難和挑戰(zhàn)。

（6）采收率低、經(jīng)濟開發(fā)難度大，達不到經(jīng)濟累產界限。數(shù)模預測試驗區(qū)天然能量采收率1.68 %，水驅采收率3.02 %，注水僅能使采收率提高1.34個百分點，注水效果不理想。目前注水方案預測，單井累積可采油量為1 097 t，8口見效井平均可采油量為2 898 t，均遠小于4 900 t的經(jīng)濟累產界限。

因此，目前注水條件下，試驗區(qū)注水開發(fā)達不到技術經(jīng)濟界限要求，針對試驗區(qū)出現(xiàn)的問題，從滲流機理和微觀數(shù)模出發(fā)，分析影響致密油超前注水開發(fā)效果的主要原因，進而指導此類油藏的有效開發(fā)。

3 致密孔隙儲層原油流動性分析

3.1 油藏中控制流體滲流的主要作用力

油藏中控制流體滲流的主要作用力包括驅動力、毛管力、黏滯力、重力等。其中，驅動力為天然能量或注入介質在基巖兩端建立的壓差；毛管力為油水界面上的作用力；黏滯力為黏性流體與孔喉壁面之間的牛頓內摩擦力；重力為利用地層傾角和流體間密度差形成的驅動力。上述作用力中，重力取決于油藏構造條件，而其他3種力在任何油藏中都是流體滲流的主要控制力[10-11]。

渭北油田致密儲層砂體厚度薄，地層傾角小，重力可忽略。驅動力是油藏流體滲流的動力，黏滯力為阻力，而毛管力的作用機理復雜，既可能是滲吸排油的動力，也可能成為水驅油的阻力。

3.2 毛管力對滲吸排油起到的驅動作用有限

毛管力大小與喉道半徑（孔喉級差）、油水界面張力及潤濕性有關。鄂南致密砂巖儲層喉道半徑0.1 μm，孔隙半徑50 μm，為水濕油藏（潤濕角30°）具有一定可動水，毛管阻力高達0.01 MPa，1m基巖孔隙中有5個賈敏效應疊加，微觀毛管力梯度0.05 MPa/m，該動力遠大于黏滯力，可發(fā)揮一定滲吸驅油作用（見圖1）。

圖1 不同喉道半徑毛管力力與黏滯阻力

圖2 不同喉道半徑流速隨時間變化（驅動壓差0）

對于親水油藏，等直徑喉道中油水界面處的毛管力為水驅油的動力，原油流速較高，利用毛管力滲吸排油作用，可實現(xiàn)較高的驅油效率。但是致密儲層非均質性強，屬中性-弱親水，滲吸排油略微提高了喉道中原油流速，喉道越細小，流速越低，喉道半徑為10 μm時，流速為80 mm/s，而喉道半徑為1 μm時，流速僅為8 mm/s（見圖2）。因此，渭北油田致密孔隙儲層中，依靠滲吸提高原油流動性作用很弱。

3.3 注水開發(fā)，毛管力為阻力，油相不易流出

當水驅油的油水界面推進到孔喉變化處時，由于潤濕滯后效應，滲吸作用消失，毛管力成為水驅油的阻力，阻礙注入水進入孔隙。儲層越致密，毛管阻力越高，注入水進入孔隙啟動油相需要更高的驅動壓差。即使油相被啟動，由于阻力大，油相流出需要更長的時間。

3.4 驅動壓差不足

渭北長3試驗區(qū)目前注采井距242 m，若注水克服0.05 MPa/m微觀毛管阻力作用，注采壓差需達到12.1 MPa才可建立有效驅動，實際長3原始地層壓力3.4 MPa，壓力需提升7.7 MPa，而注水動態(tài)顯示，致密儲層注水提升地層壓力緩慢，因此目前難以滿足驅動壓差要求。

4 微觀數(shù)模產油能力分析

4.1 注水驅替難以建立基巖有效驅動壓差

實驗結果顯示，在相同的驅替壓差下，裂縫的流量是致密儲層的160倍（見圖3）。精細數(shù)模（1 m網(wǎng)格）顯示，采用注水驅替，注入水迅速沿裂縫突進，基巖很快被注入介質分隔，注采井間裂縫系統(tǒng)壓力較高且快速達到平衡，整個滲流場中建立在基巖部分的壓力梯度很小，因此孔隙中的油根本無法克服巨大的流動阻力而被采出（見圖4）。

4.2 目前壓力梯度下，致密孔隙原油流動能力低

渭北長3精細數(shù)模（1 cm網(wǎng)格）表明，由于致密孔隙滲透率很低，原油滲流阻力大，流動所需驅動壓差大；在0.14 MPa/m的壓差下，致密孔隙原油才能克服啟動壓力梯度產生流動，但流動速度很低，僅為0.0002 m/d，流量為6×10-6m3/ d，井控區(qū)域為2.4 m3/d。

基質孔隙自吸排油率極低，僅0.02%，1 m3儲層可排驅原油約為13×10-6m3，排油速度慢，為 0.65×10-6m3/d，對階段產量貢獻率低。

圖3 裂縫和致密儲層流量與驅替壓力梯度關系

圖4 微裂縫含油飽和度變化范圍

5 結論

（1）試驗區(qū)存在見效井比例低、增油量少，裂縫開啟導致非有效層吸水量大、油井易水竄，形成復雜水網(wǎng)，后期調整難度大；試驗區(qū)單井注水增油量和可采儲量均未達到經(jīng)濟界限，目前開發(fā)方式經(jīng)濟上不可行。

（2）試驗區(qū)致密油喉道半徑小，自吸排油能力較弱，注水驅油阻力大，原油不易采出。

（3）精細數(shù)值模擬研究認為，致密油孔隙條件下，基巖流體流動速度慢，加上微裂縫干擾，基巖注水驅替難以建立有效驅動壓差。

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編輯：王金旗

1673–8217（2017）05–0091–04

TE348

A

2017–03–02

曹麗麗，高級工程師，碩士，1979生，2005年畢業(yè)于中國石油大學（北京）油氣田開發(fā)專業(yè)，現(xiàn)主要從事致密油數(shù)值模擬和油藏工程方面研究。

中國石化科技攻關項目“鄂南致密砂巖油水平井開發(fā)關鍵技術研究（P12099）”。