鄂尔多斯盆地坪桥南长6油藏注水见效合理参数分析

2021-08-20刘文强康胜松孙欣华王小锋汪章超

科学技术与工程 2021年21期

刘文强，王强，康胜松，曾俊，孙欣华，王小锋，汪章超

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，西安 710065)

鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地，三叠系延长组是该盆地油气资源最丰富的层系[1-4]。根据油气层纵向分布规律，自下而上将其划分为10个油层组。长6、长7、长8油层组占具绝大部分资源储量，其中长6油层组储量约占总储量的56%，超过了其他层段全部油藏储量的总和[5-6]。因此加强长6低渗透油藏的开发具有重要意义。

低渗透油藏开发手段上，注水开发已经成为低渗透油藏开发过程中能量补充的重要手段[7-8]。注水开发初期建立基础井网，随着后续的加密及调整，水驱控制程度增大，见效油井越来越多[9]。但在已经形成规模注水的老区，井网已经形成，调整井网已是无从下手，因此在这种情况下合理的注水政策是保证水驱效果的前提，其中注水井的注水强度是影响采油井稳产增产的关键因素[10-11]。注水强度过低，地层能量得不到及时补充，无法保证油井产能；注水强度过高，容易导致水线沿裂缝方向推进过快，致使油井水淹[12-13]。转注完善井网后一般采用高强度注水，可快速补充地层能量，缩短油井见效时间[14]。井组内有油井见效后，采用适度温和注水政策，可以维持地层能量的稳定，保证水驱开发效果[15]。目前中外对于见效见水、合理注水强度的研究仅为统计分析或者定性分析[16-18]，无法对见效单一影响因素定量分析，配注优化未至单井。因此现通过统计结合数值模拟手段对见效见水影响因素敏感性分析定量化，探索坪桥南长6油藏合理的注水强度，优化单井配注，提高水驱开发效果，同时也为杏子川油田其他长6油藏提供参考。

1 见效情况分析

1.1 工区概况

杏子川坪桥南区毗邻安塞油田，同属于鄂尔多斯盆地长6特低渗油藏，2006年开始注水开发，2012年实现规模注水。工区面积16 km2，沉积相类型为分流河道，地质储量690万t，目前全区内采油井302口、注水井68口均为直井，区块日产油118 t，含水率62%，采出程度9.07%，累计注采比0.56，平均地层压力5.5 MPa。整体上，坪桥南区呈压力保持水平较低状态，地层能量亏空，局部井网不完善，部分油井为衰竭式开发。计划完善井网转注42口油井。

1.2 注水见效统计分析

坪桥南区衰竭式开发时间较长，存在大量的转注井，均属于滞后注水，其注水见效的显著特征是产液量的上升、伴随产油量上升或趋于稳定[19]。按此特征完成区块内68个注采井组共296口油井进行了动态分析，其中注水见效49口，平均见效时间为21个月，主要见效方向沿分流河道主向NE 30～60°。坪桥南区见效时间与平均注水强度的关系的统计结果如图1所示。

图1 坪桥南见效时间与注水强度关系统计

由图1可知，见效时间与平均注水强度的关系散点分布无规律，这是因为见效时间受多种因素影响。将见效油井按井距分类，将单一因素简单拆分，统计结果如图2所示。

图2 井距约为240 m见效时间与注水强度关系统计

图2将井距约为240 m的见效时间与注水强度关系做统计，符合一般规律，在相同的井距与压裂规模下，注水强度越大，见效时间越短[20]。统计出的每个散点中潜在的多因素具有不可拆分性，因此想要进一步分析其他因素对见效的影响，需要通过数值模拟来分析影响见效情况因素的敏感性。

2 注水见效影响因素的数值模拟分析

2.1 建模方法及参数

数值模拟已经成为研究低渗透油藏开发规律的重要手段[21]，采用CMG软件IMEX模块，以菱形反九点井网为例，建立孔隙-裂缝双孔双渗理论模型如图3所示，能够良好匹配特低渗透油藏[22-23]。

图3 1/4菱形反九点井网理论模型

为了保证计算精度，提高运算速度，理论模型中网格密度10 m×10 m×2 m。油藏物性和流体参数都采用坪桥南长6油藏的实际参数，由于资料匮乏，无法描述天然主裂缝发育情况，因此做出以下假设：①模型是均质的；②仅考虑天然微裂缝，不考虑天然主裂缝和动态响应裂缝。

模型中设定北东-南西方向为人工裂缝主方向，该方向也为水驱优势方向，人工裂缝模拟采用局部网格对数加密法(logarithmic spacing local refinement dual permeability，LS-LR-DK)，可以精确模拟低渗透油藏不稳定流动过程[24]。采用等效模型设定裂缝渗透率，模型表达式如下。

由于

Qo=Qm

(1)

(2)

因此

(3)

坪桥南长6油藏参数和人工裂缝参数如表1所示。

表1 坪桥南长6油藏参数和人工裂缝参数

2.2 影响因素种类及筛选

低渗透油藏见效影响因素有岩石膨胀性、井距、人工裂缝间距、基质渗透率、基质孔隙度、含水饱和度、人工裂缝半长等[25-26]。岩石膨胀性、基质孔隙度、基质渗透率、含水饱和度为客观的储层属性；人工裂缝间距为水平井特有主观因素；井距、注水强度、人工裂缝渗透率、人工裂缝半长均为主观因素。对于坪桥南长6油藏，不考虑客观因素注水强度、井距、裂缝半长素和水平井因素，最终选取了3个因素分析其敏感性。

2.3 单因素分析

以水驱优势方向(模型内为长轴方向)油井见效为准，分析注水强度、井距、裂缝半长对见效时间的影响。与区块规模注水时间相对应，设置油井开采6年后开始注水。

2.3.1 注水强度

经调研，杏子川油田长6油藏的注水强度为0.5～3.5 m3/(d·m)，转注初期注水强度。模型中设定了不同的注水强度，固定长轴角井井距240 m、裂缝半长110 m，计算得出不同注水强度下的见效时间如图4所示。

图4 见效时间与注水强度的关系

结果表明，注水强度越大，见效时间越短。通过与实际数据对比发现，数值模拟计算结果与实际规律拟合较好，证明了数值模拟的可行性。

2.3.2 井距

经统计，坪桥南区井长轴角井井距为200～280 m不等，短轴角井井距150～210 m。模型中选取长轴角井井距200、240、280 m分别对应短轴角井井距150、180、210 m。另外将模型中注水强度、裂缝半长都设定成固定值。计算结果如图5所示。

图5 见效时间与井距的关系

模拟结果是井距越大，见效时间越长，呈指数正相关。

2.3.3 人工裂缝半长

经统计裂缝监测资料，坪桥南井口压裂裂缝半长在90～130 m。见效的时间与裂缝半长的关系如图6所示。

图6 见效时间与裂缝半长的关系

结果表明，相同的井距下，裂缝半长越大，见效时间越短，呈近似线性负相关。

在有限的范围内，这3个因素对注水见效影响的大小顺序为：注水强度、井距、裂缝半长。

3 见效时间预测及见效后合理注水强度研究

坪桥南区单井的井距、压裂规模各不相同，因此将不同情况组合进行数值模拟研究。

3.1 转注后的见效时间预测

不同井距、裂缝半长下见效时间与注水强度的关系如图7所示。

图7 不同情况下见效时间与注水强度的关系

计算结果表明，在同样的裂缝半长下，井距越大，见效时间越长；而且注水强度越低，井距对见效时间的影响越大。在同样的井距下，裂缝半长越小，见效时间越长。总体上，裂缝半长对见效时间的影响不如井距大。如果注水强度达到3.0 m3/(d·m)以上，大部分情况下可在3～20个月见效。

3.2 见效后的合理注水强度研究

以30 a采出程度为预测指标，计算不同井距、裂缝半长下30 a采出程度与注水强度的关系，如图8所示。

由图8可知，采出程度最高的点对应的注水强度就是合理注水强度。结果表明，在同样的裂缝半长下，井距越大，合理注水强度越大。在同样的井距下，适当的裂缝半长加上合理的注水强度，才能获得较高的采出程度。模型内裂缝半长的2倍大于井距，会使油井快速水淹，导致采出程度低，这也说明在实际压裂过程中，要避免因施工造成的油水井间裂缝沟通。井距200 m的合理注水强度在1.25 m3/(d·m)左右、井距240 m的合理注水强度在1.5 m3/(d·m)左右、井距280 m的合理注水强度在1.8 m3/(d·m)左右，在合理注水强度下，30 a采出程度为18%～18.5%。

图8 不同情况下30 a采出程度与注水强度的关系

3.2 矿场应用及效果

运用上述2幅图版，将转注井和原有注水井分为两类设定配注，一是对转注井组见效时间预测，二是优化注水井组配注。

(1)转注井组见效时间预测及验证。根据现场经验，转注初期注水强度不宜过大，否则会导致裂缝增大，极易造成快速水淹。因此为转注井统一设定注水强度3.0 m3/(d·m)。对4个转注井组进行统计，如表2所示，结果表明用图7来预测见效时间误差较小，因此可以用该图版预测转注井见效时间。

表2 转注井组见效时间预测与实际对比

(2)原有注水井配注优化。运用图8图版优化原有注水井配注，经过配注优化36井次。典型实例坪304-9井组，坪304-6位于注水井坪304-9的NE59°方向，如图9所示，属于优势方向，井距264 m，两井平均裂缝半长113 m，坪304-9射孔5 m。如图10(a)所示，2020年6月将坪304-9的注水强度从1.27 m3/(d·m)上调至1.63 m3/(d·m), 即配注量7 m3/d上调至9 m3/d。