塔里木盆地塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏注水技術(shù)研究與應(yīng)用

塔里木盆地塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏注水技術(shù)研究與應(yīng)用

1塔河油田碳酸鹽巖油氣藏現(xiàn)狀塔河油鹽系的儲(chǔ)層是由各種儲(chǔ)層單元重疊而成的復(fù)合油氣層組成的。除了高角度風(fēng)化裂縫、構(gòu)造裂縫和雕刻孔外，儲(chǔ)層發(fā)育大型洞穴。洞穴是塔河油鹽巖的主要儲(chǔ)層。油藏油水關(guān)系復(fù)雜，由各種接頭控制。局部有封閉水，局部有激活的大底部水。主力區(qū)塊原油密度主要為大于0.95mg/m3的重油,地層水為CaCl2型高礦化度鹵水,總礦化度達(dá)219467mg/l。油藏埋深5585m,原始?jí)毫ο禂?shù)為1.11,地層溫度為125℃～128℃,飽和壓力在14～20MPa。目前塔河油田碳酸鹽巖油藏儲(chǔ)層連通狀況、儲(chǔ)量規(guī)模、能量狀況可分為三類,見表1。Ⅰ類縫洞單元:多井控制,儲(chǔ)集體規(guī)模大,儲(chǔ)量達(dá)到500×104t以上,水體發(fā)育,天然能量較充足,開發(fā)過程中,油井含水上升快,產(chǎn)量遞減大;Ⅱ類縫洞單元,多井控制,儲(chǔ)集體規(guī)模較大,在120～500×104t,具有一定天然能量,產(chǎn)油井含水上升和能量下降,導(dǎo)致產(chǎn)量下降較快;Ⅲ類縫洞單元:單井控制,儲(chǔ)集體規(guī)模小,在120×104t以下,天然能量不足或具有一定天然能量,生產(chǎn)井表現(xiàn)出因地層能量下降,產(chǎn)量下降較快,比Ⅰ類、Ⅱ類縫洞單元的開發(fā)效果差。地層能量不足和含水上升已成為影響油藏自然遞減的主要矛盾之一,見表2。為了減緩地層能量不足的開發(fā)矛盾,在Ⅱ、Ⅲ類縫洞單元中我們進(jìn)行了注水開發(fā)和注水替油的研究與實(shí)踐,特別是對(duì)于單井控制的Ⅲ類縫洞單元,注水替油開發(fā)方式在現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐中取得積極進(jìn)展。2注采井網(wǎng)的開發(fā)對(duì)定容性縫洞單井油藏,依靠天然能量開發(fā),能量衰減快,產(chǎn)能下降快,在機(jī)抽泵深達(dá)到極限時(shí)油井將停產(chǎn),部分剩余油無法采出,補(bǔ)充能量開發(fā)是必要的。但單井控制的定容性縫洞單元儲(chǔ)量規(guī)模小,建立注采井網(wǎng)進(jìn)行注水開發(fā)在經(jīng)濟(jì)上可行差。經(jīng)研究論證認(rèn)為碳酸鹽巖儲(chǔ)集體導(dǎo)流能力強(qiáng)、界面張力弱、油水易于置換,對(duì)定容性油井實(shí)施注水替油是一種經(jīng)濟(jì)有效的適合塔河油藏特點(diǎn)的開采方式。2.1塔河油田縫洞單元的流變學(xué)模擬塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏單井注水替油機(jī)理:首先是定容性單井縫洞單元的油井依靠天然能量生產(chǎn),當(dāng)?shù)貙訅毫抵敛荒芫S油井正常生產(chǎn)時(shí),通過注入水補(bǔ)充地層能量,恢復(fù)地層壓力;另外,注入水進(jìn)入油井周圍比較小的裂縫、孔洞中,驅(qū)替其中的剩余油。其次是利用縫洞型油藏儲(chǔ)滲空間以裂縫和溶蝕孔洞為主,油水滲流近似于管流,易在較短時(shí)間內(nèi)產(chǎn)生重力分異的原理,通過注水后關(guān)井在較短時(shí)間產(chǎn)生油水重力置換,在縫洞上部形成剩余油富集帶,同時(shí)產(chǎn)生次生底水。第三,當(dāng)井口壓力恢復(fù)到基本穩(wěn)定后開井生產(chǎn),采出地下原油。油井采用“注水-燜井-采油”為一個(gè)周期進(jìn)行注采循環(huán),經(jīng)過多輪次的注水替油,逐步提高油藏原油采收率。單井定容縫洞體油藏注水機(jī)理模式具體見圖1。物質(zhì)平衡原理:定容性縫洞單元是一個(gè)封閉體,與外界沒有自然的能量交換,在注采過程中,能夠?qū)崿F(xiàn)物質(zhì)平衡原理。油藏物質(zhì)平衡方程通式為:NP[B0+(Rp?Rs)Bg)]=NB0[Bo?Boi+(Rsi?Rs)BgBoi+mBg?BgiBgi+(1+m)cwswc+cp1?swcΔp]+We+WmjBw?WpBw(1)ΝΡ[B0+(Rp-Rs)Bg)]=ΝB0[Bo-Boi+(Rsi-Rs)BgBoi+mBg-BgiBgi+(1+m)cwswc+cp1-swcΔp]+We+WmjBw-WpBw(1)針對(duì)塔河油田定容性縫洞單元實(shí)際情況,可作如下簡(jiǎn)化:NpBo=(NBoico+WeCw)Δp+WinjBw-WpBw(2)根據(jù)公式(2)如果定容性縫洞單元注水替油過程中,如果達(dá)到理想的注采平衡時(shí),那么,注水替油過程中的產(chǎn)油量應(yīng)該簡(jiǎn)化如下:Npbo=(Winj-Wp)Bw(3)Bw=1.05(地層水的物性取典型值)Bo=1.075(根據(jù)油井原油的物性決定)以室內(nèi)物理模擬為手段,針對(duì)塔河油田縫洞單元的流動(dòng)特征,對(duì)注水替油的機(jī)理進(jìn)行模擬研究。通過計(jì)量置換出的油量以及置換速度來評(píng)價(jià)置換效率及置換過程的影響因素,對(duì)比因素包括油樣的粘度和溶洞介質(zhì)內(nèi)充填的致密程度。不同充填狀態(tài)等效代表了縫洞單元內(nèi)部的連通狀態(tài)。充填顆粒越粗,其間的流動(dòng)越暢通,代表的縫洞單元內(nèi)部連通性越好;充填顆粒越細(xì),其間的流動(dòng)越不暢通,代表的縫-洞單元內(nèi)部連通性相對(duì)較差(圖2)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明,隨著充填顆粒粒徑減小,完成置換所需的時(shí)間相應(yīng)延長(zhǎng),關(guān)井置換時(shí)間的長(zhǎng)短對(duì)替換效率的影響顯著。充填顆粒粒徑等于10mm、5mm、2.5mm時(shí),置換完成的時(shí)間較充填顆粒粒徑等于相應(yīng)延長(zhǎng)(圖3)。取得認(rèn)識(shí)如下:(1)油水置換速度與溶洞的充填程度、置換時(shí)間以及原油的粘度相關(guān)。充填程度低的溶洞,置換速度快,未充填洞的置換幾乎在瞬間完成;充填程度較高的溶洞,置換時(shí)間較長(zhǎng),如果關(guān)井時(shí)間不夠,則油水替換程度低,開采效果差;原油的粘度大,則置換速度慢;注水初期油水置換速度高于后期。(2)油水置換率同樣受充填程度、置換時(shí)間以及原油的粘度的影響。同樣的置換時(shí)間,充填程度越高,置換率就越低;原油的粘度大,則置換率低。置換時(shí)間越長(zhǎng),則置換率越高,但置換時(shí)間達(dá)到一定程度后,再延長(zhǎng)置換時(shí)間,置換率提高的程度不明顯。2.2影響水動(dòng)力方面設(shè)計(jì)的因素根據(jù)上述機(jī)理研究,通過對(duì)儲(chǔ)集體類型、鉆遇溶洞在裸眼井段部位、投產(chǎn)初期產(chǎn)能、含水級(jí)別、累計(jì)產(chǎn)出、底水能量、原油物性等方面資料進(jìn)行系統(tǒng)分析,認(rèn)為影響注水替油效果的主要因素應(yīng)是儲(chǔ)集體類型和底水能量,尤其以井眼直接鉆遇溶洞、生產(chǎn)中表現(xiàn)明顯定容特征的井注水替油效果好。即生產(chǎn)特征表現(xiàn)出明顯的定容性,能量下降明顯,通過機(jī)抽手段已難以維持正常生產(chǎn)的油井。(1)地層能量不足塔河碳酸鹽巖縫洞型油藏為超深層低飽和油藏,彈性采收率低,該類油井機(jī)采深抽受限,地層能量不足是影響油井產(chǎn)能的主要因素,需要補(bǔ)充地層能量恢復(fù)產(chǎn)能,提高采收率。(2)無巖溶井和未直接鉆遇巖溶井處水換油重力分異實(shí)現(xiàn)油水置換需要一定的流通通道,直接鉆遇溶洞井比未直接鉆遇溶洞井油水置換空間好、置換快,溶洞型儲(chǔ)層注水替油效果應(yīng)好于裂縫型儲(chǔ)層。(3)抽空液壓增加效果因?yàn)樵擃愋途刂频目p洞單元中剩余飽和度高,挖潛條件好。利用數(shù)值模擬方法分析了油井停噴后轉(zhuǎn)注水替油和停噴后先機(jī)抽,至無法維持正常生產(chǎn)時(shí)再轉(zhuǎn)注水替油的增油效果。從模擬結(jié)果看出(圖4),前者可以提高采收率4.3%,而后者可以提高采收率17.1%,后者增油效果明顯較好。因此,在進(jìn)行注水時(shí)機(jī)的選擇時(shí),就要求當(dāng)?shù)貙幽芰拷抵镣ㄟ^深抽工藝都難以維持油井的正常生產(chǎn)時(shí),再考慮注水以恢復(fù)產(chǎn)能。2.3基于供水油參數(shù)的研究(1)日注水量與生產(chǎn)初期產(chǎn)液量比值對(duì)臨床效果的影響對(duì)注水受效井噸油耗水比和油井日注水量與其生產(chǎn)初期產(chǎn)液量比值關(guān)系的統(tǒng)計(jì)分析表明,隨著日注水量與生產(chǎn)初期產(chǎn)液量比值增大,噸油耗水比增大,當(dāng)日注水量與生產(chǎn)初期產(chǎn)液量比值在2-4倍時(shí),噸油耗水比較低,注水效果較好。統(tǒng)計(jì)表明,溶洞型儲(chǔ)集體的油井一般日注水量為300-500m3/d,裂縫型儲(chǔ)集體的油井日注水量一般在200-300m3/d。(2)群眾理解階段注水替油的注采比定義為周期注水量與周期產(chǎn)液量在地層條件下體積的比值。在注水替油現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)的基礎(chǔ)上,利用周期含水率與周期累積產(chǎn)油的關(guān)系將注水替油劃分為三個(gè)實(shí)施階段:注水替油早期、注水替油中期和注水替油后期。溶洞型儲(chǔ)集體的油井,早期注采比在0.8-1.0、中期注采比在1.0-1.2、后期注采比在1.2-1.5時(shí),注水替油效果較好。裂縫型儲(chǔ)集體的油井,早期注采比在0.6-0.8、中期注采比在0.8-1.0、后期注采比達(dá)到1.0-1.2時(shí),注水替油效果好。圖5示。3地層增油率通過對(duì)塔河油田奧陶系油藏209口井開展注水替油工作,注水替油效果較好,主要體現(xiàn)在以下四個(gè)方面:(1)補(bǔ)充能量,使能量不足長(zhǎng)期關(guān)井的油井恢復(fù)正常生產(chǎn)塔河油田奧陶系油藏共有132口因能量不足而長(zhǎng)期關(guān)停井,通過注水替油恢復(fù)了正常生產(chǎn)。(2)增油效果顯著塔河油田奧陶系油藏共有209口井進(jìn)行了注水替油,累積注水1064個(gè)周期,累積注水361.85×104t,累積增油102.18×104t。其中2口井增油量在4.0×104t以上,井?dāng)?shù)占1.0%,增油量占8.0%;21口井增油在1.0-4.0×104t,井?dāng)?shù)占10.0%,增油量占41.9%;32井增油在0.5～1.0×104t,井?dāng)?shù)占15.3%,增油量占26.6%。見圖6。(3)采收率明顯提高統(tǒng)計(jì)表明,目前注水替油井整體提高采出程度3.55%;已實(shí)施完注水替油效果較好的井10口,提高采收率4.25%-20.7%,平均提高采收率12.33%。其中溶洞型儲(chǔ)集體油井提高采收率10.81%-20.70%,平均提高15.76%;裂縫型儲(chǔ)集體的油井提高采收率4.25%-8.61%,平均提高5.97%。(4)噸油耗水比低,經(jīng)濟(jì)效益顯著統(tǒng)計(jì)注水替油受效的209口井平均噸油耗水比為3.54m3/t,噸油耗水比低,具有較好的經(jīng)濟(jì)效益。其中,噸油耗水比在0-2m3/t的井102口,占48.8%,增油量71.3×104t,占69.8%;噸油耗水比在2-4m3/t的井有30口,占14.4%,增油量13.8×104t,占13.5%;噸油耗水比在4-10m3/t的井有35口,占16.7%,增油量12.1×104t,占11.9%。見圖7。其中溶洞型儲(chǔ)集體的井噸油耗水比較低,平增為2.15m3/t;裂縫型儲(chǔ)集體噸油耗水比相對(duì)較高,平均為4.34m3/t。4縫洞型碳酸鹽巖油藏單井控制研究的必要性(1)針對(duì)塔河油田縫洞型油藏,單井注水替油是提高單井產(chǎn)能及采收率的有效方式之一。(2)單井注水替油主要是利用油水密度差,通過重力分異使注入水與地層油發(fā)生置換,恢復(fù)地層能量,將原油驅(qū)替到井筒采出,不同的地質(zhì)條件決定了注水效果的差異,因此選井成為注水吞吐效果的關(guān)鍵因素。(3)從注水替油機(jī)理與實(shí)踐結(jié)果看,井眼直接鉆遇溶洞、定容特征明顯、中低采出、低含水井注水吞吐效果較好。而一些不具備上述注水吞吐條件的井,通過提高注水壓力、調(diào)整注水量、延長(zhǎng)置換時(shí)間,均難以見到好的增油效果。(4)通過動(dòng)態(tài)分析,優(yōu)化注采參數(shù),能有效提高注水井生產(chǎn)時(shí)效和增油效果。形成了縫洞型碳酸鹽巖油藏單井注水替油的開發(fā)技術(shù)政策?？p洞單元的儲(chǔ)集體分布、連通特點(diǎn)、儲(chǔ)層性質(zhì)以及油水關(guān)系等是影響注水模式、注采參數(shù)以及注水效果的主要因素,有必要進(jìn)一步加強(qiáng)精細(xì)油藏描述研究,使其能較好地描述縫洞單元的儲(chǔ)集體性質(zhì),刻畫縫洞儲(chǔ)集體的連通方式及油水關(guān)系(5)單井控制的定容單元與多井控制具有一定規(guī)模的縫洞單元注水開發(fā)機(jī)理及開發(fā)模式不同;針對(duì)定容性單井控制單元的注水替油機(jī)理主要是利用油水重力分異和油藏的綜合彈性膨脹,通過注入水補(bǔ)充、恢復(fù)地層