劉文強(qiáng)，王 強(qiáng)，康勝松，曾 俊，孫欣華，王小鋒，汪章超

(陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，西安 710065)

鄂爾多斯盆地是中國第二大沉積盆地，三疊系延長組是該盆地油氣資源最豐富的層系[1-4]。根據(jù)油氣層縱向分布規(guī)律，自下而上將其劃分為10個(gè)油層組。長6、長7、長8油層組占具絕大部分資源儲量，其中長6油層組儲量約占總儲量的56%，超過了其他層段全部油藏儲量的總和[5-6]。因此加強(qiáng)長6低滲透油藏的開發(fā)具有重要意義。

低滲透油藏開發(fā)手段上，注水開發(fā)已經(jīng)成為低滲透油藏開發(fā)過程中能量補(bǔ)充的重要手段[7-8]。注水開發(fā)初期建立基礎(chǔ)井網(wǎng)，隨著后續(xù)的加密及調(diào)整，水驅(qū)控制程度增大，見效油井越來越多[9]。但在已經(jīng)形成規(guī)模注水的老區(qū)，井網(wǎng)已經(jīng)形成，調(diào)整井網(wǎng)已是無從下手，因此在這種情況下合理的注水政策是保證水驅(qū)效果的前提，其中注水井的注水強(qiáng)度是影響采油井穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)的關(guān)鍵因素[10-11]。注水強(qiáng)度過低，地層能量得不到及時(shí)補(bǔ)充，無法保證油井產(chǎn)能；注水強(qiáng)度過高，容易導(dǎo)致水線沿裂縫方向推進(jìn)過快，致使油井水淹[12-13]。轉(zhuǎn)注完善井網(wǎng)后一般采用高強(qiáng)度注水，可快速補(bǔ)充地層能量，縮短油井見效時(shí)間[14]。井組內(nèi)有油井見效后，采用適度溫和注水政策，可以維持地層能量的穩(wěn)定，保證水驅(qū)開發(fā)效果[15]。目前中外對于見效見水、合理注水強(qiáng)度的研究僅為統(tǒng)計(jì)分析或者定性分析[16-18]，無法對見效單一影響因素定量分析，配注優(yōu)化未至單井。因此現(xiàn)通過統(tǒng)計(jì)結(jié)合數(shù)值模擬手段對見效見水影響因素敏感性分析定量化，探索坪橋南長6油藏合理的注水強(qiáng)度，優(yōu)化單井配注，提高水驅(qū)開發(fā)效果，同時(shí)也為杏子川油田其他長6油藏提供參考。

1 見效情況分析

1.1 工區(qū)概況

杏子川坪橋南區(qū)毗鄰安塞油田，同屬于鄂爾多斯盆地長6特低滲油藏，2006年開始注水開發(fā)，2012年實(shí)現(xiàn)規(guī)模注水。工區(qū)面積16 km2，沉積相類型為分流河道，地質(zhì)儲量690萬t，目前全區(qū)內(nèi)采油井302口、注水井68口均為直井，區(qū)塊日產(chǎn)油118 t，含水率62%，采出程度9.07%，累計(jì)注采比0.56，平均地層壓力5.5 MPa。整體上，坪橋南區(qū)呈壓力保持水平較低狀態(tài)，地層能量虧空，局部井網(wǎng)不完善，部分油井為衰竭式開發(fā)。計(jì)劃完善井網(wǎng)轉(zhuǎn)注42口油井。

1.2 注水見效統(tǒng)計(jì)分析

坪橋南區(qū)衰竭式開發(fā)時(shí)間較長，存在大量的轉(zhuǎn)注井，均屬于滯后注水，其注水見效的顯著特征是產(chǎn)液量的上升、伴隨產(chǎn)油量上升或趨于穩(wěn)定[19]。按此特征完成區(qū)塊內(nèi)68個(gè)注采井組共296口油井進(jìn)行了動態(tài)分析，其中注水見效49口，平均見效時(shí)間為21個(gè)月，主要見效方向沿分流河道主向NE 30～60°。坪橋南區(qū)見效時(shí)間與平均注水強(qiáng)度的關(guān)系的統(tǒng)計(jì)結(jié)果如圖1所示。

圖1 坪橋南見效時(shí)間與注水強(qiáng)度關(guān)系統(tǒng)計(jì)

由圖1可知，見效時(shí)間與平均注水強(qiáng)度的關(guān)系散點(diǎn)分布無規(guī)律，這是因?yàn)橐娦r(shí)間受多種因素影響。將見效油井按井距分類，將單一因素簡單拆分，統(tǒng)計(jì)結(jié)果如圖2所示。

圖2 井距約為240 m見效時(shí)間與注水強(qiáng)度關(guān)系統(tǒng)計(jì)

圖2將井距約為240 m的見效時(shí)間與注水強(qiáng)度關(guān)系做統(tǒng)計(jì)，符合一般規(guī)律，在相同的井距與壓裂規(guī)模下，注水強(qiáng)度越大，見效時(shí)間越短[20]。統(tǒng)計(jì)出的每個(gè)散點(diǎn)中潛在的多因素具有不可拆分性，因此想要進(jìn)一步分析其他因素對見效的影響，需要通過數(shù)值模擬來分析影響見效情況因素的敏感性。

2 注水見效影響因素的數(shù)值模擬分析

2.1 建模方法及參數(shù)

數(shù)值模擬已經(jīng)成為研究低滲透油藏開發(fā)規(guī)律的重要手段[21]，采用CMG軟件IMEX模塊，以菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)為例，建立孔隙-裂縫雙孔雙滲理論模型如圖3所示，能夠良好匹配特低滲透油藏[22-23]。

圖3 1/4菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)理論模型

為了保證計(jì)算精度，提高運(yùn)算速度，理論模型中網(wǎng)格密度10 m×10 m×2 m。油藏物性和流體參數(shù)都采用坪橋南長6油藏的實(shí)際參數(shù)，由于資料匱乏，無法描述天然主裂縫發(fā)育情況，因此做出以下假設(shè)：①模型是均質(zhì)的；②僅考慮天然微裂縫，不考慮天然主裂縫和動態(tài)響應(yīng)裂縫。

模型中設(shè)定北東-南西方向?yàn)槿斯ち芽p主方向，該方向也為水驅(qū)優(yōu)勢方向，人工裂縫模擬采用局部網(wǎng)格對數(shù)加密法(logarithmic spacing local refinement dual permeability，LS-LR-DK)，可以精確模擬低滲透油藏不穩(wěn)定流動過程[24]。采用等效模型設(shè)定裂縫滲透率，模型表達(dá)式如下。

由于

Qo=Qm

(1)

(2)

因此

(3)

坪橋南長6油藏參數(shù)和人工裂縫參數(shù)如表1所示。

表1 坪橋南長6油藏參數(shù)和人工裂縫參數(shù)

2.2 影響因素種類及篩選

低滲透油藏見效影響因素有巖石膨脹性、井距、人工裂縫間距、基質(zhì)滲透率、基質(zhì)孔隙度、含水飽和度、人工裂縫半長等[25-26]。巖石膨脹性、基質(zhì)孔隙度、基質(zhì)滲透率、含水飽和度為客觀的儲層屬性；人工裂縫間距為水平井特有主觀因素；井距、注水強(qiáng)度、人工裂縫滲透率、人工裂縫半長均為主觀因素。對于坪橋南長6油藏，不考慮客觀因素注水強(qiáng)度、井距、裂縫半長素和水平井因素，最終選取了3個(gè)因素分析其敏感性。

2.3 單因素分析

以水驅(qū)優(yōu)勢方向(模型內(nèi)為長軸方向)油井見效為準(zhǔn)，分析注水強(qiáng)度、井距、裂縫半長對見效時(shí)間的影響。與區(qū)塊規(guī)模注水時(shí)間相對應(yīng)，設(shè)置油井開采6年后開始注水。

2.3.1 注水強(qiáng)度

經(jīng)調(diào)研，杏子川油田長6油藏的注水強(qiáng)度為0.5～3.5 m3/(d·m)，轉(zhuǎn)注初期注水強(qiáng)度。模型中設(shè)定了不同的注水強(qiáng)度，固定長軸角井井距240 m、裂縫半長110 m，計(jì)算得出不同注水強(qiáng)度下的見效時(shí)間如圖4所示。

圖4 見效時(shí)間與注水強(qiáng)度的關(guān)系

結(jié)果表明，注水強(qiáng)度越大，見效時(shí)間越短。通過與實(shí)際數(shù)據(jù)對比發(fā)現(xiàn)，數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果與實(shí)際規(guī)律擬合較好，證明了數(shù)值模擬的可行性。

2.3.2 井距

經(jīng)統(tǒng)計(jì)，坪橋南區(qū)井長軸角井井距為200～280 m不等，短軸角井井距150～210 m。模型中選取長軸角井井距200、240、280 m分別對應(yīng)短軸角井井距150、180、210 m。另外將模型中注水強(qiáng)度、裂縫半長都設(shè)定成固定值。計(jì)算結(jié)果如圖5所示。

圖5 見效時(shí)間與井距的關(guān)系

模擬結(jié)果是井距越大，見效時(shí)間越長，呈指數(shù)正相關(guān)。

2.3.3 人工裂縫半長

經(jīng)統(tǒng)計(jì)裂縫監(jiān)測資料，坪橋南井口壓裂裂縫半長在90～130 m。見效的時(shí)間與裂縫半長的關(guān)系如圖6所示。

圖6 見效時(shí)間與裂縫半長的關(guān)系

結(jié)果表明，相同的井距下，裂縫半長越大，見效時(shí)間越短，呈近似線性負(fù)相關(guān)。

在有限的范圍內(nèi)，這3個(gè)因素對注水見效影響的大小順序?yàn)椋鹤⑺畯?qiáng)度、井距、裂縫半長。

3 見效時(shí)間預(yù)測及見效后合理注水強(qiáng)度研究

坪橋南區(qū)單井的井距、壓裂規(guī)模各不相同，因此將不同情況組合進(jìn)行數(shù)值模擬研究。

3.1 轉(zhuǎn)注后的見效時(shí)間預(yù)測

不同井距、裂縫半長下見效時(shí)間與注水強(qiáng)度的關(guān)系如圖7所示。

圖7 不同情況下見效時(shí)間與注水強(qiáng)度的關(guān)系

計(jì)算結(jié)果表明，在同樣的裂縫半長下，井距越大，見效時(shí)間越長；而且注水強(qiáng)度越低，井距對見效時(shí)間的影響越大。在同樣的井距下，裂縫半長越小，見效時(shí)間越長?？傮w上，裂縫半長對見效時(shí)間的影響不如井距大。如果注水強(qiáng)度達(dá)到3.0 m3/(d·m)以上，大部分情況下可在3～20個(gè)月見效。

3.2 見效后的合理注水強(qiáng)度研究

以30 a采出程度為預(yù)測指標(biāo)，計(jì)算不同井距、裂縫半長下30 a采出程度與注水強(qiáng)度的關(guān)系，如圖8所示。

由圖8可知，采出程度最高的點(diǎn)對應(yīng)的注水強(qiáng)度就是合理注水強(qiáng)度。結(jié)果表明，在同樣的裂縫半長下，井距越大，合理注水強(qiáng)度越大。在同樣的井距下，適當(dāng)?shù)牧芽p半長加上合理的注水強(qiáng)度，才能獲得較高的采出程度。模型內(nèi)裂縫半長的2倍大于井距，會使油井快速水淹，導(dǎo)致采出程度低，這也說明在實(shí)際壓裂過程中，要避免因施工造成的油水井間裂縫溝通。井距200 m的合理注水強(qiáng)度在1.25 m3/(d·m)左右、井距240 m的合理注水強(qiáng)度在1.5 m3/(d·m)左右、井距280 m的合理注水強(qiáng)度在1.8 m3/(d·m)左右，在合理注水強(qiáng)度下，30 a采出程度為18%～18.5%。

圖8 不同情況下30 a采出程度與注水強(qiáng)度的關(guān)系

3.2 礦場應(yīng)用及效果

運(yùn)用上述2幅圖版，將轉(zhuǎn)注井和原有注水井分為兩類設(shè)定配注，一是對轉(zhuǎn)注井組見效時(shí)間預(yù)測，二是優(yōu)化注水井組配注。

(1)轉(zhuǎn)注井組見效時(shí)間預(yù)測及驗(yàn)證。根據(jù)現(xiàn)場經(jīng)驗(yàn)，轉(zhuǎn)注初期注水強(qiáng)度不宜過大，否則會導(dǎo)致裂縫增大，極易造成快速水淹。因此為轉(zhuǎn)注井統(tǒng)一設(shè)定注水強(qiáng)度3.0 m3/(d·m)。對4個(gè)轉(zhuǎn)注井組進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，如表2所示，結(jié)果表明用圖7來預(yù)測見效時(shí)間誤差較小，因此可以用該圖版預(yù)測轉(zhuǎn)注井見效時(shí)間。

表2 轉(zhuǎn)注井組見效時(shí)間預(yù)測與實(shí)際對比

(2)原有注水井配注優(yōu)化。運(yùn)用圖8圖版優(yōu)化原有注水井配注，經(jīng)過配注優(yōu)化36井次。典型實(shí)例坪304-9井組，坪304-6位于注水井坪304-9的NE59°方向，如圖9所示，屬于優(yōu)勢方向，井距264 m，兩井平均裂縫半長113 m，坪304-9射孔5 m。如圖10(a)所示，2020年6月將坪304-9的注水強(qiáng)度從1.27 m3/(d·m)上調(diào)至1.63 m3/(d·m), 即配注量7 m3/d上調(diào)至9 m3/d。

圖9 坪304-9與坪304-6相對位置示意圖

由圖10(b)看出，自配注優(yōu)化后2個(gè)月，后坪304-6明顯見效，產(chǎn)液量0.73 m3/d升至0.95 m3/d，產(chǎn)油量0.37 t/d上升至0.61 t/d，含水率由46%降至37%，優(yōu)化效果明顯。

圖10 坪304-9和304-6注采對應(yīng)曲線

經(jīng)配注優(yōu)化，坪橋南區(qū)單日增油4.69 t，含水趨于穩(wěn)定，方法可行有效。

4 結(jié)論

通過統(tǒng)計(jì)結(jié)合數(shù)值模擬的手段，針對坪橋南長6油藏參數(shù)優(yōu)化得出以下結(jié)論。

(1)在不同井距、壓裂規(guī)模的情況下，應(yīng)采用不同的注水強(qiáng)度來保證驅(qū)油效果。

(2)對于坪橋南區(qū)長6油藏，轉(zhuǎn)注后高強(qiáng)度注水的見效時(shí)間5～15個(gè)月，見效后的合理注水強(qiáng)度范圍為1.0～2.0 m3/(d·m)，應(yīng)根據(jù)不同的井距、裂縫半長來取值，預(yù)計(jì)30 a采出程度18%～18.5%。

(3)經(jīng)實(shí)例驗(yàn)證，數(shù)值模擬計(jì)算出的圖版可以在裂縫描述研究匱乏的情況下快速確定注水強(qiáng)度，也為杏子川油田其他長6油藏提供理論參考。