塔里木盆地塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏注水技術研究與應用

塔里木盆地塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏注水技術研究與應用

1塔河油田碳酸鹽巖油氣藏現(xiàn)狀塔河油鹽系的儲層是由各種儲層單元重疊而成的復合油氣層組成的。除了高角度風化裂縫、構造裂縫和雕刻孔外，儲層發(fā)育大型洞穴。洞穴是塔河油鹽巖的主要儲層。油藏油水關系復雜，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219467mg/l。油藏埋深5585m,原始壓力系數(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層連通狀況、儲量規(guī)模、能量狀況可分為三類,見表1。Ⅰ類縫洞單元:多井控制,儲集體規(guī)模大,儲量達到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,產量遞減大;Ⅱ類縫洞單元,多井控制,儲集體規(guī)模較大,在120～500×104t,具有一定天然能量,產油井含水上升和能量下降,導致產量下降較快;Ⅲ類縫洞單元:單井控制,儲集體規(guī)模小,在120×104t以下,天然能量不足或具有一定天然能量,生產井表現(xiàn)出因地層能量下降,產量下降較快,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行了注水開發(fā)和注水替油的研究與實踐,特別是對于單井控制的Ⅲ類縫洞單元,注水替油開發(fā)方式在現(xiàn)場實踐中取得積極進展。2注采井網的開發(fā)對定容性縫洞單井油藏,依靠天然能量開發(fā),能量衰減快,產能下降快,在機抽泵深達到極限時油井將停產,部分剩余油無法采出,補充能量開發(fā)是必要的。但單井控制的定容性縫洞單元儲量規(guī)模小,建立注采井網進行注水開發(fā)在經濟上可行差。經研究論證認為碳酸鹽巖儲集體導流能力強、界面張力弱、油水易于置換,對定容性油井實施注水替油是一種經濟有效的適合塔河油藏特點的開采方式。2.1塔河油田縫洞單元的流變學模擬塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏單井注水替油機理:首先是定容性單井縫洞單元的油井依靠天然能量生產,當?shù)貙訅毫抵敛荒芫S油井正常生產時,通過注入水補充地層能量,恢復地層壓力;另外,注入水進入油井周圍比較小的裂縫、孔洞中,驅替其中的剩余油。其次是利用縫洞型油藏儲滲空間以裂縫和溶蝕孔洞為主,油水滲流近似于管流,易在較短時間內產生重力分異的原理,通過注水后關井在較短時間產生油水重力置換,在縫洞上部形成剩余油富集帶,同時產生次生底水。第三,當井口壓力恢復到基本穩(wěn)定后開井生產,采出地下原油。油井采用“注水-燜井-采油”為一個周期進行注采循環(huán),經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理模式具體見圖1。物質平衡原理:定容性縫洞單元是一個封閉體,與外界沒有自然的能量交換,在注采過程中,能夠實現(xiàn)物質平衡原理。油藏物質平衡方程通式為: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)針對塔河油田定容性縫洞單元實際情況,可作如下簡化: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,如果達到理想的注采平衡時,那么,注水替油過程中的產油量應該簡化如下: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)以室內物理模擬為手段,針對塔河油田縫洞單元的流動特征,對注水替油的機理進行模擬研究。通過計量置換出的油量以及置換速度來評價置換效率及置換過程的影響因素,對比因素包括油樣的粘度和溶洞介質內充填的致密程度。不同充填狀態(tài)等效代表了縫洞單元內部的連通狀態(tài)。充填顆粒越粗,其間的流動越暢通,代表的縫洞單元內部連通性越好;充填顆粒越細,其間的流動越不暢通,代表的縫-洞單元內部連通性相對較差(圖2)。實驗結果表明,隨著充填顆粒粒徑減小,完成置換所需的時間相應延長,關井置換時間的長短對替換效率的影響顯著。充填顆粒粒徑等于10mm、5mm、2.5mm時,置換完成的時間較充填顆粒粒徑等于相應延長(圖3)。取得認識如下:(1)油水置換速度與溶洞的充填程度、置換時間以及原油的粘度相關。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,置換時間較長,如果關井時間不夠,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、置換時間以及原油的粘度的影響。同樣的置換時間,充填程度越高,置換率就越低;原油的粘度大,則置換率低。置換時間越長,則置換率越高,但置換時間達到一定程度后,再延長置換時間,置換率提高的程度不明顯。2.2影響水動力方面設計的因素根據(jù)上述機理研究,通過對儲集體類型、鉆遇溶洞在裸眼井段部位、投產初期產能、含水級別、累計產出、底水能量、原油物性等方面資料進行系統(tǒng)分析,認為影響注水替油效果的主要因素應是儲集體類型和底水能量,尤其以井眼直接鉆遇溶洞、生產中表現(xiàn)明顯定容特征的井注水替油效果好。即生產特征表現(xiàn)出明顯的定容性,能量下降明顯,通過機抽手段已難以維持正常生產的油井。(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,該類油井機采深抽受限,地層能量不足是影響油井產能的主要因素,需要補充地層能量恢復產能,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,溶洞型儲層注水替油效果應好于裂縫型儲層。(3)抽空液壓增加效果因為該類型井控制的縫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注水替油和停噴后先機抽,至無法維持正常生產時再轉注水替油的增油效果。從模擬結果看出(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,在進行注水時機的選擇時,就要求當?shù)貙幽芰拷抵镣ㄟ^深抽工藝都難以維持油井的正常生產時,再考慮注水以恢復產能。2.3基于供水油參數(shù)的研究(1)日注水量與生產初期產液量比值對臨床效果的影響對注水受效井噸油耗水比和油井日注水量與其生產初期產液量比值關系的統(tǒng)計分析表明,隨著日注水量與生產初期產液量比值增大,噸油耗水比增大,當日注水量與生產初期產液量比值在2-4倍時,噸油耗水比較低,注水效果較好。統(tǒng)計表明,溶洞型儲集體的油井一般日注水量為300-500m3/d,裂縫型儲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液量在地層條件下體積的比值。在注水替油現(xiàn)場試驗的基礎上,利用周期含水率與周期累積產油的關系將注水替油劃分為三個實施階段: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,注水替油效果較好。裂縫型儲集體的油井,早期注采比在0.6-0.8、中期注采比在0.8-1.0、后期注采比達到1.0-1.2時,注水替油效果好。圖5示。3地層增油率通過對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)在以下四個方面:(1)補充能量,使能量不足長期關井的油井恢復正常生產塔河油田奧陶系油藏共有132口因能量不足而長期關停井,通過注水替油恢復了正常生產。(2)增油效果顯著塔河油田奧陶系油藏共有209口井進行了注水替油,累積注水1064個周期,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,井數(shù)占1.0%,增油量占8.0%;21口井增油在1.0-4.0×104t,井數(shù)占10.0%,增油量占41.9%;32井增油在0.5～1.0×104t,井數(shù)占15.3%,增油量占26.6%。見圖6。(3)采收率明顯提高統(tǒng)計表明,目前注水替油井整體提高采出程度3.55%;已實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%。其中溶洞型儲集體油井提高采收率10.81%-20.70%,平均提高15.76%;裂縫型儲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,經濟效益顯著統(tǒng)計注水替油受效的209口井平均噸油耗水比為3.54m3/t,噸油耗水比低,具有較好的經濟效益。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。其中溶洞型儲集體的井噸油耗水比較低,平增為2.15m3/t;裂縫型儲集體噸油耗水比相對較高,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)針對塔河油田縫洞型油藏,單井注水替油是提高單井產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,恢復地層能量,將原油驅替到井筒采出,不同的地質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鍵因素。(3)從注水替油機理與實踐結果看,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、調整注水量、延長置換時間,均難以見到好的增油效果。(4)通過動態(tài)分析,優(yōu)化注采參數(shù),能有效提高注水井生產時效和增油效果。形成了縫洞型碳酸鹽巖油藏單井注水替油的開發(fā)技術政策?？p洞單元的儲集體分布、連通特點、儲層性質以及油水關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,有必要進一步加強精細油藏描述研究,使其能較好地描述縫洞單元的儲集體性質,刻畫縫洞儲集體的連通方式及油水關系(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)機理及開發(fā)模式不同;針對定容性單井控制單元的注水替油機理主要是利用油水重力分異和油藏的綜合彈性膨脹,通過注入水補充、恢復地層