碳酸鹽巖縫洞型油藏高壓注水關鍵影響因素實踐

付亞飛，李 璐，侯獻海，趙 洋，李柏頡

(中國石化西北油田分公司 采油二廠，新疆 輪臺 841604)

塔河油田碳酸鹽巖油藏地質特征復雜，其屬于改造型油藏，經過多期次的構造運動和溶蝕作用，發育特有的縫—洞型結構儲集體系統，其儲集空間在橫向展布和縱向發育上具有特殊規律性，儲層具有極強非均質性，不同縫洞系統可能具有不同的能量特征[1-3]。在油田開發過程中，通過注水方式補充地層能量，注水替油吞吐生產是常用開發方法[4]。單井在經歷多輪次注水替油后，由于近井剩余油減少往往導致效果變差。改變注水方式提高注水壓力是單井常規注水替油變差后的有效治理方式[5-9]。通過高壓注水使水驅波及范圍由井周走向遠端儲集體，同時高壓可以提高儲集體通道之間導流能力，動用遠端低動用儲量。但是由于對高壓注水的流動過程、關鍵影響因素認識不清，導致高壓注水有效率難以得到保障。基于在封閉雙系統離散介質模型中表征注采過程與地質地質體資料分析，對高壓注水的影響因素綜合分析，建立有利模式，規避不利因素，同時結合地質特征利用體積雕刻法，對計算出動態儲量規模進行校正，指導縫洞型油藏高壓注水選井標準及潛力分析。

1 碳酸鹽巖縫—洞型油藏高壓注水技術難點

1.1 注采過程難以量化

由于高壓注水擴容注采過程近—遠端儲集體之間油水流動復雜，難以定量化表征注采參數。前期針對高壓注水注入過程是否波及遠端未動用儲量認識不清，難以定量化分析。

1.2 儲集體發育對高壓注水影響認識規律存在難點

近端—遠端兩套儲集系統發育規模與發育相對位置對高壓注水效果有著至關重要作用，但目前由于儲集體發育規律性復雜，因素分析與手段不完善，導致前期對高壓注水效果影響不清。

1.3 遠端剩余儲量規模難以量化

前期通過注水指示曲線走平之后的曲線形態與變化特征分析并計算遠端儲量規模，由于儲集體發育特征、形態未能精細表征，且計算忽略巖石壓縮系數等關鍵參數，導致遠端儲量計算存在較大誤差，難以指導高壓注水潛力再分析。

2 注采流體流動過程表征

以封閉雙系統離散介質模型為基礎(圖1)，描述注水過程和生產過程中的壓力變化。已知油井產量(注入量)(采出井q(t)為正值，注水井q(t)為負值)，它等于溶洞1彈性能釋放(儲存)以及這兩套溶洞儲集體之間的流體交換量。

圖1 封閉雙系統模型

這兩套溶洞儲集體的流體交換量取決于它們的混和流體交換指數。忽略壓力波從溶洞1到溶洞2的傳播過程，則它們之間的流體交換量為Qex,其中流體從溶洞2流向溶洞1時Qex為正，流體從溶洞1流向溶洞2時Qex為負,

(1)

式中,q為油井產量(注入量)，m3;t為時間,h;N1為近井體積，104m3;Ct1為溶洞 1的綜合壓縮系數，MPa-1；p1、p2、pf為地層壓力,MPa;dp1/dt為壓力跟時間的導數變化關系;Qex為流體交換量，m3；J為混合流體交換指數，m3/d·MPa；k(pf(t))為裂縫在壓力為pf時對應的滲透率；k0為裂縫在閉合壓力p0時對應的滲透率。

裂縫內的相對滲透率曲線呈對角線型，混合流體交換指數為

(2)

式中，μo、μw為油和水的黏度，mPa·s；fw為通過裂縫儲集體的水相分流量。

應力敏感滲透率變化倍數指數式為

(3)

式中,α為應力敏感系數，MPa-1；p0為裂縫閉合壓力，MPa。其初始條件為p1(0)=p1，p2(0)=p2。

通過聯立方程進行差分法求解，建立兩個溶洞系統壓力隨注入量/采出量的關系方程為

(4)

(5)

通過注入/采出過程中的小時注入量/產液量，根據上述公式可求得各儲集體壓力隨時間的變化關系[10-14]。

3 關鍵影響因素分析

通過礦場高壓注水擴容井實際數據統計，同時基于地震體資料，識別儲集體發育特征、儲集體間相對關系。基于封閉雙系統離散介質模型公式擬合計算注入和采出過程中的儲集體參數，結合生產特征，綜合分析影響高壓注水擴容效果關鍵因素發現，儲集體規模與發育特征、儲集體間流體交換指數、井儲關系、區域充注背景等因素對高壓注水擴容效果有著極其重要影響。

注采過程擬合可計算儲集體參數，主要包括注入與采出兩個過程參數計算。

3.1 儲集體發育規模及特征

在前期分析注水效果及影響因素過程中，多分析遠端儲集體發育特征，認為遠端儲集體發育，具有有利油氣儲集空間，高壓注水會有較好效果，但通過現場實際數據統計與效果分析發現，近、遠端儲集體發育特征及規模對高壓注水效果均有著至關重要的作用(表1)。

表1 儲集體特征參數及效果

(1)井—洞—縫—洞模型。近井溶洞型儲集體，遠端同時有一定規模，如圖2所示，生產表現產油或油水同出。提高壓力注水，水體波及遠端溶洞，關井期間油水在兩套儲集體之間進行重力置換，開井生產增油效果較好。

圖2 井—洞—縫—洞模型

(2)井—縫—洞模型。若近井裂縫型儲層，遠端儲集體發育溶洞型，如圖3所示，生產具有排水特征，具體表現為初期排水。高壓擴容注入水在遠端儲集體發生置換，但由于近井儲集體為裂縫，規模有限，無法與遠端儲集體進行有效油水置換，導致開井生產具有排水特征，多輪次高壓注水后表現油水同出。

圖3 井—縫—洞模型

(3)井—縫—縫模型。如圖4所示，若遠端儲層同為裂縫發育特征，則表現為生產快速供液不足，且多為水。近井與遠井儲集空間有限，高壓注水波及到的遠端儲量規模小，且無法進行有效置換，不適宜實施高壓注水擴容。

(4)井—洞—縫—斷裂模型。如圖5所示，若遠端儲集體為溝通斷裂，由于斷裂儲集體空間規模大，造成注水水量需求大，能否有效置換剩余油則視斷裂油氣富集情況會有不同生產特征。

圖4 井—縫—縫模型

圖5 井—洞—縫—斷裂模型

3.2 系統間流體交換指數

以封閉雙系統離散介質模型為基礎，通過常規注水指示曲線及注入/采出前油井狀況，計算近端儲集體溶洞1儲量N1，壓力p1，通過注入/采出過程小時注入/采出液量變化，擬合遠端儲集體溶洞2儲量N2，壓力p2及注入/采出指數J1/J2(表2)。

表2 交換指數與生產效果

注入過程與采出過程參數的差異表明流體在儲層中流動特殊差異性，反應油水在儲集體中流動信息，通過對高壓注水注采過程中交換指數擬合計算發現：

(1)流動過程J1>J2，生產增油效果較好。注入過程的流體交換指數J1大于生產過程的流體交換指數，表明注入過程有水通過裂縫儲集體流入溶洞2，而生產過程有油流入了溶洞1，是高壓注水擴容有利模式，

(2)流動過程J1

(3)注入過程J1≈J2，生產過程J1≈J2，通常生產表現油水同出，注入過程的流體交換指數接近或等于生產過程的流體交換指數，說明注入過程和生產過程通過裂縫儲集體的流體性質比較一致，需對剩余油潛力進行進一步分析。

3.3 儲集體相對位置關系

高壓注水擴容期間注入水是否與其波及到的遠端剩余油進行有效重力置換是影響效果的關鍵因素之一，而能否進行有效置換與儲集體之間相對位置有關(表3)。

表3 儲集體相對位置與生產效果

(1)遠端儲集體與近端儲集體平行分布。部分注入水波及到溶洞2后，在溶洞2中進行有效重力置換，但由于油水界面原因，生產會表現初期采油，能量下降到一定程度后溶洞2油水界面升高，出現高含水特征，如圖6所示。

圖6 儲集體相對平行分布示意圖

(2)遠端儲集體位于近端儲集體側上方。注入水波及到溶洞2后，溶洞1與溶洞2直接無法進行有效油水置換，通常會導致油體進入溶洞2，水體進入溶洞1，表現開井生產則高含水，如圖7所示。

(3)遠端儲集體位于近端儲集體側下方。注入水波及到溶洞2后，溶洞1與溶洞2通過裂縫進行有效油水置換，水體進入溶洞2，大部分油體進入溶洞1，表現為生產增油效果好，如圖8所示。

圖7 遠端儲集體位于近端儲集體上方示意圖

圖8 遠端儲集體位于近端儲集體側下方示意圖

(4)遠端儲集體位于近端儲集體正下方。注入水波及到溶洞2后，溶洞1與溶洞2通過裂縫進行有效油水置換，水體進入溶洞2，在能量允許范圍內溶洞2油體不斷進入溶洞1，直至溶洞1被油體充滿，表現為生產有效期長，增油效果好，如圖9所示。

圖9 遠端儲集體位于近端儲集體正下方示意圖

分析認為遠端儲集體發育相對近端儲集體中下部，兩套儲集體之間可進行油水有效置換為縫洞型油藏高壓注水有利模式，遠端儲集體發育近端儲集體上部為不利模式。

通過利用地震體資料和封閉雙系統離散模型公式，對礦場實際高壓注水擴容井進行儲集體特征分類及相對關系識別、近遠端儲集體參數計算、儲集體間交換指數擬合等關鍵因素綜合分析，建立有利模式。

4 遠端儲量規模定量化計算方法

遠端儲量規模大小對油井是否具有高壓注水潛力具有決定性作用，前期針對高壓注水遠端剩余油判斷多為定性，認為區域油氣充注背景好，儲量規模基礎大，高壓注水效果較好，相反充注背景差區域高壓注水效果差，未定量化表征。現利用油藏工程法與地質建模校正法，形成兩套較為準確計算遠端儲量規模方法。

4.1 通過離散模型公式擬合計算遠端儲量

通過封閉雙系統離散介質模型公式擬合可計算注入期間水驅波及遠端儲集體規模N21和采出過程遠端動用規模N22(見表3)，由此初步量化遠端儲集體規模。

4.2 通過體積雕刻法計算遠端儲量規模

體積雕刻法計算儲集體規模步驟：

(1)通過對地震數據體提取，利用petrel進行地質體建模，在深度域下進行體積掃描，得出近遠端儲集體掃描體積N01和N02。

(2)根據區域平均有效孔隙度與含油飽和度計算儲集體規模

N=N0S0φ.

(6)

最終得出近端儲集體規模N1和遠端儲集體規模N2。

圖10 XX井體積雕刻示意圖

(3)通過常規注水指示曲線或能量指示曲線計算近端儲集體規模N′1，通過對比校正建立N′1與N1關系

N′1=AN1.

(7)

式中，A為校正系數。

(4)根據校正系數A最終求取遠端儲集體規模N′2=AN2。

5 結 論

(1)注采過程中注入指數大于采出指數表明高壓注水擴容波及油體可以有效采出，近端儲集體有一定程度發育，被置換到近井剩余油有一定存儲空間，遠端儲集體位于近端儲集體中下方使其油水進行有效置換，遠端儲量有一定規模且剩余油豐富。

(2)規避遠端儲集體相對近端儲集體在側上方位置高壓注水井，規避計算出遠端儲集體規模過大，一般大于100×104m3，認為遠端儲集體可能溝通斷裂且能量虧空大，水量需求過大且無法采液。