1、2023 年 第 5 期 化学工程与装备 2023 年 5 月 Chemical Engineering&Equipment 127 低渗透油藏非常规水驱开发技术 低渗透油藏非常规水驱开发技术 吕 琳1，许 洋2（1中国石油大港油田勘探开发研究院，天津 300280；2中国石油大港油田第三采油厂，河北 沧州 061035）摘 要：摘 要：针对常规水驱不见效，采用增能渗吸技术，压裂液注入地层后，对于连通性好的储层，当地层流体进入井筒时，发生置换作用，实现增能驱替，对于连通性不好的储层，地层流体只能通过缓慢的渗吸作用进入井筒，实现增能吞吐，这项技术多应用于老区。关键词：关键词：低渗透油藏；储能压裂
2、；增能渗吸；增能驱替；增能吞吐 引 言 引 言 大港油田低渗透地质储量丰富，具有“散、碎、低、难”的特点，结合行业标准及实际情况，将大港油田的低渗储层分为常规低渗透油藏(类、类)、特低渗透油藏(类、类)、超低渗透油藏(类)5类（表1），对于低渗透油藏，过去多采用常规水驱的开发方式，采出程度和采收率都很低，特别是对于渗透率小于10mD的、类油藏，采收率很难达到10%，储层注采井间沟通困难、注不进采不出等问题严重制约着低渗透油藏的开发，为改善类、类、类油藏的驱油效果，提出以储能压裂和增能渗吸为核心的非常规水驱开发技术1-3。表1 油藏分类标准及分类结果 表1 油藏分类标准及分类结果 行标 大港分类
3、 Feci(无因次)渗透率（mD）I 类 F10 20K 50 常规低渗透油藏 类 8.5F10 10K20 类 6.5F8.5 3K10 特低油藏 类 4.5F6.5 1K3 超低渗透油藏 类 F4.5 1 1 储能压裂 1 储能压裂 1.1 压裂增能原理 当注入地层的压力超过地层的最小主应力时，岩石发生破裂，形成裂缝，大规模的压裂可以改变地层的压力场和饱和度场，形成势梯度，驱动流体流动。同时，大规模压裂可在裂缝基质间形成高势梯度，提高渗吸液波及范围，增强渗吸液携带排油作用。核磁实验表明，提高注入压力可促使渗吸液进入储层大孔隙，大孔隙原油贡献率最高可达59%（图1）。5Mpa 10Mpa 2
4、0Mpa 图1 不同增能压力下T2谱分布曲线 图1 不同增能压力下T2谱分布曲线 1.2 影响因素分析 通过创新开展大型复杂缝网仿真物模实验，对比不同主缝长度和分支缝数量采收率情况，发现增大主裂缝长度及分支缝数量可显著提高采收率，由此可形成“主缝高导流、微DOI:10.19566/35-1285/tq.2023.05.109128 吕 琳：低渗透油藏非常规水驱开发技术 缝强渗吸”复杂缝网参数优化方法。储能位置也是影响采收率的重要因素，与体积压裂衰竭式开发和全井段储能相比，趾端储能增油效果更好，在水平段趾端储能可提高注入液在储层孔隙内赋存量，形成势梯度，为水平段内流体流动提供驱动力，充分发挥段间
5、增能作用，阶段产能可提高25.8%（图2），实现最佳增能效果。通过数模方法得出，对于类、类、类油藏，储能规模4000-5000方时，裂缝导流能力为20毫达西厘米，段间距60米，裂缝半长200米时，可获得最佳的经济效果。图2 趾端储能与全井段储能增油效果对比 2 增能渗吸 图2 趾端储能与全井段储能增油效果对比 2 增能渗吸 当压裂液注入地层，会侵占地层中流体的空间，促使流体流向井筒，储层连通性好时，压裂液代替流体，流体进入井筒，发生置换作用，实现驱替。储层连通性不好时，流体只能通过缓慢的渗吸作用进入井筒，渗吸作用主要依靠毛细管力，动用的是储层中的小孔隙。2.1 增能驱替 通过开展动静态渗吸置换
6、实验发现，随岩心亲水性增强、渗透率的提高、基质含油饱和度增加以及开启面面积变大，采收率都变大。随着基质长度增加，采收率减小。润湿性、渗透率、含油饱和度这些性质对应储层的性质，而基质长度对应注采井网中的井距，通过这几个参数进行分级，计算出参数X，根据X数值的大小，制定出适用于某一地区的选井选层的标准，由此确定是否适合应用增能渗吸技术。2.2 增能吞吐 从增能吞吐实验中得出：随渗吸剂注入段塞尺寸增加，渗吸置换作用加强，渗吸采收率提高。随油藏压力升高，渗吸动用区域面积增加，渗吸采收率提高。随憋压时间增加，裂缝与基质间的油水交换程度增加，渗吸采收率增加。即增加渗吸液体积、提高增能压力、增加焖井时间都可
7、提高增能吞吐强度（图3）。图3 a.注入段塞尺寸的影响 b.油藏压力的影响 c.憋压时间的影响 图3 a.注入段塞尺寸的影响 b.油藏压力的影响 c.憋压时间的影响 基于数值模拟，采用“双渗、对数间距变化、局部网格加密”方法，考虑到毛管力、重力、启动压力梯度、应力敏感性对渗吸效果的影响，对III、IV、V类低渗透油藏的焖井参数进行剖析，随着焖井天数的增加，套压下降，但是下降幅度不同。见油返排率随焖井时间的增加也下降。为此，对这三类储层在不同焖井时间下的产油量进行了模拟。从结果中得出：焖井8天以后，随着焖井时间的增多，产油量增加的幅度很小，由此得出III类储层的最佳焖井时间是8到10天，以此类推
8、，IV储层的最佳焖井时间是10到15天，V类储层的最佳焖井时间是14到20天（图4）。图4 不同渗透率级别下产出曲线随焖井时间变化 （下转第126页）图4 不同渗透率级别下产出曲线随焖井时间变化 （下转第126页）126 谷海亮：缝洞型油藏高压注水选井及优化设计 在拐点代表多套体启动，说明动态上动用了多套体。其中串联型储集体先波及近端储集体，补充到启动压差，再波及远端储集体，通过压降压恢曲线推算远端储集体能量补充程度6。并联型储集体生产动用过程无明显的先后顺序，但是理想的并联储集体组合受规模激动的效应明显，日产液量大于一定数值，高液量高采速下弱势储集体的产能释放，能量含水特征出现波动，存在扩大
9、储量动用的特征。4.2 明确串联型补充远端能量，并联型扩大波及 串联型缝洞组合，注水规模小未波及远端套储集体，注水压力低于启动压差，不能有效开启远端储集体，大规模注水的地质目的为启动远端储集体，补充远端储集体能量；并联型缝洞组合，高压大排量注水的地质目的为扩大波及体积，通过提高注水压力保证井底压力超过裂缝延伸压力，疏通弱势储集体的沟通通道。4.3 串联型重点优化规模，并联型优化排量与压力 串联型缝洞组合明确地质目的为补充远端储集体能量，根据生产过程中能量指示曲线的走缓拐点及启动压差，后通过动态调整注水规模，根据注水指示曲线出现走缓段，明确远端能量补充情况，利用历史拟合推算近、远端储集体交换量；
10、并联型缝洞组合高压注水建立通道，先设计注水排量，数模结果表明注水量越大，波及体积越大，根据目前生产情况下的日产液量，设计补充弱势储集体的分水量必须大于目前的日产液量，设计依据为地层裂缝延伸压力，通过调节注水排量提高注水压力，设定压力下限为地层裂缝延伸压力，保障注水过程中起到扩展天然裂缝的目的，最后根据注水过程中通过观察注水压力变化，直到出现压力的第二个走缓或者下降段则证明沟通到前期未动用的缝洞体。5 结 论 5 结 论 缝洞型油藏高压注水要根据储集体结构、能量保持程度、注水前注采比进行注水选井与注水时机确定，优先选择井眼钻遇洞顶，能量保持大于 55%，注采比 0.6-0.8 实施高压注水。同时
11、“三步法”注水优化设计技术方法，在划分串联型与并联型缝洞组合基础上，能有效指导提升高压注水的开发效果。参考文献 参考文献 1 姜汉桥,姚军等.油藏工程原理与方法M.石油大学出版社,2001.2 李兴训.水驱油田开发效果评价方法研究D.西南石油学院,2005.3 李小波,荣元帅,龙喜彬,等.缝洞型油藏强边底水窜进油井特征及机理研究J.西南石油大学学报(自然科学版),2015,37(1):135-140.4 吕爱民.碳酸盐岩缝洞型油藏工程方法研究-以塔河油田为例D.中国石油大学,2007.5 吴秀美,侯吉瑞,郑泽宇,等.缝洞型碳酸盐岩油藏底水对后续注水注气开发的影响J.油气地质与采收率,2016,
12、23(5):111-115.6 鲁新便,胡文革,汪彦等.塔河地区碳酸盐岩断溶体油藏特征与开发实践J.石油与天然气地质,2015,36(3):347-354.（上接第 128 页）_（上接第 128 页）_ 3 实施效果 3 实施效果 储能压裂技术应用于N57-80L井，第一段射孔、注入3000方液后再压裂，总加液量11160方，加砂517方，压后焖井开井，出液160方（返排率1.9%）后见油，初期3毫米油嘴自喷，日产液23.1方，日产油16.4吨，投产第一年累增油1452吨。增能驱替技术应用在GS3-7井组，之前1注4采的井网，注水井注不进停，油井日产0.3吨，后来在GS3-7、GS3-6相继
13、注液，累计注入量5.05万方，井组日增能力23吨，措施第一年累增油4105吨。增能吞吐技术应用在N46-50井组，对N45-50、N48-50、N46-52这3口井采用这项技术，裂缝方位三口受益井在施工过程中压力上升明显，井组措施前日产油5.7吨/天，措施后日产油15.5吨/天，措施第一年累增油2681吨。参考文献 参考文献 1 张志明,高淑芳,李健,等.北大港中深层低渗透油藏天然气驱提高采收率可行性研究J.化学工程与装备,2018(10):60-61.2 孟立新,成洪文,高淑芳,等.复杂断块油藏注水体积波及系数与驱替程度变化规律研究J.天然气地球科学,2010,21(04):638-641.3 廖兴松,付大其,孟立新,等.大港深层低渗油藏孔隙结构特征及动用潜力评价J.中国科技论文,2021,16(05):549-555.
