1、 化学工程与装备 2023 年 第 5 期 124 Chemical Engineering&Equipment 2023 年 5 月 缝洞型油藏高压注水选井及优化设计 缝洞型油藏高压注水选井及优化设计 谷海亮，杜明慧（中石化西北油田分公司，新疆 库尔勒 841600）摘 要：摘 要：塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏受缝洞体发育程度差异，部分井近井与远端沟通较差，难以实现远井缝洞体剩余油有效动用。本文梳理了缝洞型油藏高压注水影响注水效果的主控因素，总结了高压注水的选井原则，阐述了为有效实现远井缝洞体沟通动用，根据不同缝洞组合形式在注入排量、注入压力、注水总量等方面形成的选井参数设计。关键词：关键词：
2、缝洞型油藏；高压注水；远井缝洞体；缝洞组合 塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏储集体非均质性较强，具有较复杂的储集体类型及组合方式，生产期间能量特征差异大，表现为生产初期产能高，中后期产量、能量递减快1，通过快速注水补能的方式初期满足了快速上产的发展需要，但注水替油开发失效后剩余油难以动用，通过常规注水由于注入总量、注水压力、注水排量受限，在注水过程中优先进入优势驱替范围，低注采比失效，提高采收率幅度有限。通过对注水替油、水驱机理的深入研究，根据油井的井储关系，展布形态和内部结构的差异，提出了以井周缝网动用为目的的高压注水技术。1 高压注水机理 1 高压注水机理 根据前期总结的高压注水经验，水驱提高采
3、收率公式为：ER=EA（横向）*EZ（纵向）*E（缝网波及系数）*Ed（驱油效率），从地质目的分析高压注水机理：一是快速补充地层亏空能量，突破高阻区，沟通远端缝洞；二是重新打开已闭合或者开度减小的裂缝，抬升驱替底部原油至近井地带。大多油井井周存在多套缝洞体，缝洞体动用存在不均衡的情况，为提高水驱采收率，需要提高注水压力，动用更多弱势缝洞体。缝洞型储层存在大量天然裂缝的通道，井周裂缝的位置、长度、宽度、高度及渗透率存在较大差异，影响油井对储量的控制程度2。高压注水利用水力高压起到疏导裂缝通道导流能力，冲刷裂缝中的堵塞物，突破高阻段，释放裂缝屏蔽的部分剩余储量。根据塔河油田缝洞型油藏矿场统计结果，
4、统计已实施高压注水的 49 口井的注水指示曲线，其平均拐点压力值18MPa，所以定义大于 18MPa 的注水即为高压注水。要实现注水补充地层能量，需注水井底压力(油藏压力+动用压差)，注水指示曲线拐点压力代表远端储集体的启动压力，代表远端储集体启动的难易程度。2 高压注水效果主要控制因素划分 2 高压注水效果主要控制因素划分 结合缝洞型油藏特点及前期注水实践，从地质因素和开发因素两个方面总结了 8 个主要因素，初步明确了注水效果影响因素的影响程度。从地质因素、开发因素两大方面展开分析，地质因素细分为井储关系、储集体规模、储集体充填程度以及缝洞组合。开发因素包括注水时机、注水方式、注采参数、剩余
5、油模式等。通过两项指标增油量以及方水换油率评价注水效果。通过 49 口高压大排量注水井的统计情况，利用数学统计方法，根据不同因素的影响程度将注水效果影响因素分为高中低三个等级，见表 1。表 1 注水效果影响程度 表 1 注水效果影响程度 影响程度分级 影响因素 影响程度 井储关系 30%缝洞组合结构 20%高 储集体规模 13%剩余油模式 12%中 注水时机 10%储集体充填程度 5%注水方式 5%低 注采参数 5%近年来随着地球物理资料的精度提升，塔河缝洞型油藏单井井眼与储集体匹配关系的认识更加明确。通过波阻抗反演识别井眼与溶洞的匹配关系，对比不同井储关系的高压注水的有效率，井眼位于洞顶、洞
6、中、洞边、洞下的有效率分别为 100%、67%、60%、10%，与注水重力分异的机理吻合，说明溢出口位于储集体上部是影响注水效果的有利条件。同时，储集体充填程度对注水效果也有一定的影响，通过全充填与半充填物模实验对比，充填程度越高，注水越容易形成优势通道，注水采收率降低，利用测井资料对比了49 口井的储集体充填程度与效果的对应关系与物模结论相吻合。按储集体类型划分，将 49 口注水井分别划分为溶洞型、裂缝-孔洞型及裂缝型储层，通过对比不同储集体类型与平均增油及有效率的关系，溶洞型储集体效果最好、裂缝-孔洞型次之，裂缝型储层注水效果最差。根据储集体的发育程度，一般把储集体划分为：裂缝破DOI:1
7、0.19566/35-1285/tq.2023.05.088 谷海亮：缝洞型油藏高压注水选井及优化设计 125 裂带、缝孔联合体、缝洞密集群、溶洞主体3，多因素的复杂结构储集空间存在导流能力的差异。根据生产动静态资料区分串联和并联结构，将注水波及存在先后顺序，先注水波及近井再波及远端的结构定义为串联结构，生产过程中注水无先后关系的缝洞组合定义为并联结构4。统计注水效果表明串联型缝洞结构排水期长，评价周期长，对注水规模的需求较明显。通过以上统计结果表明，井眼钻遇储集体洞顶、储集体充填程度低、溶洞发育油井，是缝洞型油藏注水的最有利模式。3 高压注水确定注水时机 3 高压注水确定注水时机 天然裂缝受
8、压力敏感性影响存在开启与闭合的现象，导致注水波及体积大小存在明显差异5，通过对比裂缝型储层能量保持程度与注水效果的统计情况，当地层能量保持程度大于 55%，天然裂缝张开程度高，有利于注水扩大波及，水驱控制储量范围更大。能量保持程度与注采比关系密切，对于多轮次注水替油井，注采比 0.6-0.8 情况下注水指标更优。中等含水率注水效果最好，含水率达到 80%的情况下，高压大排量注水反而起到明显驱替底部原油，延缓含水上升的效果5。注采参数方面，提升注水规模、注水压力、注水排量对部分注水替油井有一定改善效果，规律统计表明注水压力一定范围内注水正效，超过后注水外溢等因素导致效果变差，见图 1。图 1 注
9、水规模、排量、压力影响图 图 1 注水规模、排量、压力影响图 综上所述，高压注水时机应选择在能量保持程度55%，注采比 0.6-0.8 时实施高压注水，注水规模、排量、压力等参数对注水效果存在一定的影响。4 高压注水优化设计方法 4 高压注水优化设计方法 根据缝洞型油藏注水经验，形成“三步法”高压注水优化设计技术方法，其中串联型缝洞组合主要地质目的是有效补充远端能量，注水方案设计重点为注水规模，并联型缝洞组合主要地质目的是扩大波及动用弱势储集体，注水参数重点为注水排量及压力的设定，见图 2。图 2 “三步法”高压注水优化设计方法 图 2 “三步法”高压注水优化设计方法 4.1 判断缝洞组合为串
10、联还是并联 通过静动态资料分析，形成了判断缝洞组合为串并联的技术流程。受限于地震资料的精度问题，主要从动态上区分串并联缝洞组合，生产期间存在液面走缓或能量指示曲线存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，存在扩大储量动用的特征。4.2 明确串联型补充远端能量，并
11、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；并联型缝洞组合高压注水建立通道，先设计注水排量，数
12、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“三步法”注水优化设计技术方法，在划分串联型与并联
13、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,2016,23(5):111-115.6 鲁新便,胡文革,汪
14、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相继注液，累计注入量5.05万方，井组日增能力23吨，
15、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.