潜山裂缝性油藏不稳定注水量化研究及应用.pdf

天然气与石油442023年10 月NATURALGAS ANDOIL潜山裂缝性油藏不稳定注水量化研究及应用in buried hill fractured reservoirMA Kuiqian,FANG Na,LYU Zuobin,YUE Baolin马奎前房娜吕坐彬岳宝林中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津30 0 452摘要：为提高潜山裂缝性油藏不稳定注水效果，对锦州2 5-1南潜山油藏储层发育主控因素分析后将其分为三类储层模式，并明确了各类储层模式剩余油分布规律及挖潜重心。在此基础上，进行注水方式和各类储层的适应性研究。研究结果经矿场试验表明：I类储层采用脉冲注水、注水周期4个月、累积注采比1.0；类储层采用周期注水、注水周期6 个月、累积注采比0.9；类储层采用异步注采、注水周期8 个月、累积注采比0.8,开发效果最优。研究成果指导了潜山裂缝性油藏优化注水工作的开展，可为同类油藏的开发提供借鉴。关键词：潜山裂缝性油藏；储层模式；不稳定注水；挖潜方向；注水周期；注采比D0I:10.3969/j.issn.1006-5539.2023.05.007Quantitative study and application of unstable water injectionCNOOC China Ltd.,Tianjin Branch,Tianjin,300452,ChinaAbstract:To address the challenges of unstable water injection in buried hill fractured reservoirs,thispaper focuses on the Bohai buried hill fractured reservoirs,specifically the JZ25-1S reservoir.We analyzedthe primary factors influencing the development of fractured reservoirs and established three distinctreservoir models.Subsequently,we defined the distribution of remaining oil in these models.Based onthis,we studied the adaptability of various water injection modes to the reservoir models.Our findingsindicate that for type I reservoirs,pulse water injection is optimal with a 4-month injection cycle and acumulative injection-production ratio of 1.0.For type I reservoirs,periodic water injection isrecommended,with a 6-month cycle and a ratio of 0.9.Lastly,for type II reservoirs,asynchronousinjection-production is most effective,with an 8-month cycle and a ratio of 0.8.These insights offerguidance for optimizing water injection in fractured reservoirs and serve as a reference for the developmentof similar reservoirs.Keywords:Buried hill fractured reservoir;Reservoir model;Unstable water injection;Potentialtapping direction;Water injection cycle;Injection-production ratio收稿日期：2 0 2 3-0 2-0 2基金项目：国家科技重大专项“渤海油田加密调整及提高采收率油藏工程技术示范”（2 0 16 ZX05058-001）；中海石油（中国）有限科研项目“渤海双高油田挖潜关键技术研究”（YXKY-2018-TJ-04）作者简介：马奎前（197 1-），男，山东沂水人，教授级高级工程师,硕士，从事海上油气田开发研究与管理工作。E-mail:第41卷第5期OIL&GASEXPLORATIONANDDEVELOPMENT油气勘探与开发态特征；结合DFN建模技术建立了三类储层概念模型，0前言明确了各类储层剩余油分布规律及挖潜重心；在此基础不稳定注水技术是改善裂缝性油藏开发效果、实现上，开展了注水方式和各类储层适应性研究，优化了各降水增油的重要手段1-7 。目前,国内外学者对不稳定类储层注水方式、注采比和注水周期等参数，指导不稳注水技术研究主要以机理认识和实验研究为主,而针对定注水矿场实践。多种不稳定注水方式（包括脉冲注水、周期注水、异步注采等)和裂缝性储层的匹配性研究，以及不稳定注水注采参数优化方面的研究较少，导致该项技术从理论认识走向矿场实践仍面临诸多难题【8-16 。锦州2 5-1南潜山油藏是一个孔、缝十分发育的块状、底水油藏,地质结构复杂,储层中深17 50 m，构造幅度30 0 m,岩性以斜长片麻岩、二长片麻岩和碎裂岩为主，储集空间以裂缝及沿裂缝分布的溶蚀孔隙为主，该油藏采用水平井开发，注水井部署在油水界面附近采油井部署在构造高部位,形成顶底交错立体注采的井网形式。该油藏于2 0 0 9年12 月投产，采用大液量生产，高峰采油速度4.3%，目前采出程度2 2.5%，综合含水率68.2%，目前处于含水快速上升阶段。为提高该类油藏开发效果，2 0 17 年12 月开展不稳定注水矿场试验，初期降水增油效果较好，但随着不稳定注水轮次的增加,增油效果越来越不明显17-2 1,因此待进一步细化及量化不稳定注水方式，指导油藏优化注水工作的开展。为提高该类油藏不稳定注水开发效果，通过对锦州25-1南潜山裂缝性储层开展精细解剖,结合古地貌、储层和裂缝发育的特点将潜山裂缝性储层划分为三类模式，总结了不同储层模式下古地貌、储层、裂缝及生产动采油井注水#化莞a)I类储层a)Reservoir type I2三类储层模式下供油规律2.1模型的建立考虑三类储层模式下裂缝发育特征、古地貌特征以及井网特征，应用Petrel软件建立潜山三类储层模型下机理模型,见图2。其中,裂缝建模采用DFN建模的方式，基于地震资料确定大裂缝形态和位置进行大裂缝确定性建模,中小裂缝分布具有随机性，为准确刻画中小451储层模式的划分通过开展潜山储层主控因素分析，研究表明古地貌和断裂作用为裂缝性油藏储层发育的主控因素，古地貌越高，断层越发育的区域，往往油井获取的产能越高。然而,对于那些靠近大断裂带的油井，由于易造成超大裂缝和强非均质性，油井往往过早水淹，开发效果较差8-10 。因此根据锦州2 5-1南潜山油藏古地貌发育特征和断裂系统,将锦州2 5-1南潜山油藏划分为三类储层,见图1。I类储层古地貌高（8 0 150 m），储层优质，裂缝发育（8 12 条/m），由于双向应力的作用裂缝形态以网状交织缝为主，储层物性好，非均质性弱，油井初期产能达300m/d,无水采油期长达12 a。类储层古地貌相对平缓(6 0 90 m）,该类储层裂缝密度发育次之,在48条/m,储层非均质性较I类储层非均质性增强，油井初期产能在10 0 2 0 0 m/d,无水采油期一般在0.31 a。类储层古地貌形态与类储层古地貌形态相似，该类储层由于靠近大断层构造转换带，结合成像测井资料表明该类储层易发育多条大裂缝，非均质性极强，油井投产后呈现快速水淹，开发效果较差。f1大断层f4断层采油井风化注水井基岩+b)类储层b)Reservoir type.II图1三类储层模式下裂缝发育模式图Fig.1 Fracture development patterns in three types of reservoir modes裂缝发育特征，基于实际区块地震、成像测井资料约束，进行随机建模，生成多个裂缝片，最终获取了裂缝系统的孔隙度、渗透率及表征裂缝与基质沟通能力的因子。I类储层、类储层和类储层平均裂缝密度分别10条/m、5条/m和2 条/m,平均因子分别为2.5.0.6和0.1。井网部署基于矿场实际情况，采用水平井布井模式，储层底部设计1口水平注水井、储层顶部设置1口水平采油井，两口井呈45交错分布。采油井注水井基岩+c)类储层c)Reservoir type Il图例：半风化壳+花岗岩裂缝因子10.001.000.100.01中小尺度裂缝大尺度裂缝水平井天然气与石油462023年10 月NATURALGAS ANDOILa)类储层a)Reservoir type I2.2供油特征应用Petrel软件示踪剂追踪技术,定义了基质和裂缝两套系统示踪剂名称和示踪剂类型，同时赋予每个网格示踪剂的初始浓度，在精细历史拟合的基础上，采用定液量预测至经济年限。I类储层的储层物性好，水驱油波及范围大，裂缝系统采收率8 9.5%，基质系统采收率11.0%，综合采收率30.5%，因此I类储层裂缝系统采出程度高，挖潜潜力较小,基质系统由于物性差,采收率较低,具有较大的挖潜潜力。类储层裂缝系统和基质系统采收率分别为7 3.1%和8.0%，综合采收率2 4.3%，与I类储层相I类储层无因次日产油1类储层采收率类储层无因次日产油由类储层采收率类储层无因次日产油由类储层采收率100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%005a)Matrix systemFig.3 Production characteristics of oil wells under three types of reservoir modes采油井b)I类储层b)Reservoir type II图2 三类储层模式下裂缝及因子分布图Fig.2 Fractures and o factor distribution map in three types of reservoir modes比，类储层裂缝系统仍具备挖掘潜力，同时基质系统采收率较低,因此类储层的挖潜要兼顾扩大注人水的波及范围和提高基质系统的驱油效率。类储层水驱波及范围内裂缝系统驱油效率较高，但由于注人水波及范围小,导致基质和裂缝系统均富集大量剩余油，基质系统和裂缝系统采收率分别为54.0%和3.8%，综合采收率15.8%，因此类储层挖潜潜力较大，挖潜以扩大注人水的波及范围，提高储层的动用范围为主。不同储层模式下油井生产特征见图3，三类储层模式下裂缝系统剩余油分布特征见图4，三类储层模式下基质系统剩余油分布特征见图5。I类储层无因次日产油类储层无因次日产油类储层无因次日产油1.0.10.01015时间/aa)基质系统c)类储层c)Reservoir type Il2002468101214 161820时间/ab)裂缝系统b)Fracture system图3三类储层模式下油井生产特征图采油井I类储层采收率类储层采收率类储层采收率12%10%8%6%4%2%0一采油井注水井a)I类储层a)Reservoir type IFig.4Distribution characteristics of fracture system remaining oil under three types of reservoir modes注水井b)I类储层b)Reservoir type II图4三类储层模式下裂缝系统剩余油分布特征图一注水井c)类储层c)Reservoir type Il第41卷第5期OIL&GASEXPLORATIONANDDEVELOPMENT油气勘探与开发一采油井47一采油井，采油井一注水井a）I 类储层a)Reservoir type:IFig.5Distribution characteristics of matrix system remaining oil under three types of reservoir modes3不稳定注水量化研究3.1注水方式目前,不稳定注水方式包括周期注水、脉冲注水和异步注采。结合锦州2 5-1南潜山油藏实际注采能力范围,设计三类注水方式累计注采比采用1.0，一个注水周期为6 个月。其中周期注水注水阶段注采比采用2.0，停注阶段注采比为0.0;脉冲注水为周期注水的一种变形形式,注水井不关停，只周期性改变注水量,注水的波动较为温和，设计脉冲注水强注阶段注采比采用1.5,降注阶段注采比采用0.5。异步注采采取油井采油阶段关停注水井、注水井注水阶段关停油井的方式。脉冲注水与周期注水相比,注水效率高，造成的小幅度压力波动在一定程度上既能有效补充地层能量，保证油井供液能力，又能一定程度上发挥基质的渗吸作用,因此对于非均质性较弱的I类储层适用性强，脉冲注水可以提高采收率2.1%，见图6。5%类储层类储层类储层4%3%2%1%0脉冲注水图6 不同注水方式下采收率提高幅度图Fig.6 Increase in recovery under different water injection methods周期注水相对于脉冲注水,造成的压力波动更大，对于非均质性较强的类储层,能充分发挥注水压力扰动，提升基质岩块的驱油效率，因此类储层采用周期注水,提高采收率幅度最大,适用性最强。类储层由于存在优势通道，注入水极易造成暴性水淹，因此“抑制水窜、提高注人水的驱替效果”至关重要。异步注采的优点是充分利用液流转向，改变地下流场分布，提高注入水的平面波及范围，但同时该种注水方式存在采油速度低、注水效率低的缺点，因此该种注水方式对于非均质极强的类储层，适用性较强。注水井b)类储层b)Reservoir type II图5三类储层模式下基质系统剩余油分布特征图3.2注采比和注水周期以油藏采收率为评价指标，设置不同的注水周期（2 个月、4个月、6 个月、8 个月和10 个月）和注采比（0.8、0.9、1.0 和1.1）,开展不稳定注水的注水周期和注采比量化研究，见图7 8。I类储层类储层类储层28%24%K20%16%12%2图7 不同注水周期下采收率对比图Fig.7Recovery of dfferent water injection cycles+I类储层类储层类储层28%24%16%12%0.8周期注水异步注采注水方式注水井c）类储层c)Reservoirtype Il46注水周期/月0.91.0注采比图8 不同注采比下采收率对比图Fig.8 Recovery ratio under dfferent injection production ratios从图7 8 可以看出，各类储层模式注水周期和注采比均在一定范围内存在最优值，从I类储层至类储层，注水周期逐步延长，合理的注水周期分别为4个月、6个月和8 个月。这是由于合理注水周期主要由注采井之间压力传播的速度决定，I类储层物性好，裂缝切割较为均匀,注采井间压力传播速度快且压力传播较为均匀,采取的注水周期较短。类储层应采取较长的注水周期，充分发挥流体的重力分异作用，延缓含水上升，扩大波及范围。从I类储层至类储层，累计注采比应降低，合理的注采比分别为1.0、0.9和0.8。这是由于储层的非均质性越强，采用较高的注采比注水更易沿优势通8101.1天然气与石油482023年10 月NATURALGAS ANDOIL道窜流，因此从I类储层到类储层，合理的注采比逐步降低。3.3矿场应用A17注采井网为典型的凸起带单元，古地貌较高，储层优质，属于I类储层模式。根据以上研究成果将注水方式由常规注水调整为脉冲注水的方式，高峰注采比采用1.5，低峰注采比采用0.5，注采周期采用4个月，截至目前共开展了3轮次脉冲注水，优化注水效果良好，单井日增油7 m，年自然递减率由8.9%降低至7.6%。表1研究区产油量及含水率变化表Tab.1Oil production and water cut in the study area优化注水前注采储层井网类型A17块1A35S1块E22块4结论1)通过对锦州2 5-1南潜山油藏储层发育主控因素分析，根据古地貌形态和断裂系统发育情况将储层划分为三类模式，明确了各类模式下裂缝发育特征、生产特征、剩余油分布规律及挖潜重心。2）I 类储层裂缝系统采收率高，挖潜以提高基质系统的驱油效率为主；类储层要兼顾扩大注人水波及范围和提高基质系统的驱油效率；类储层注人水波及范围小，挖潜以提高注人水的波及系数为主。3）1类储层采用脉冲注水、注水周期4个月、注采比1.0；类储层采用周期注水、注水周期6 个月、注采比0.9；类储层采用异步注采、注水周期8 个月、注采比0.8,开发效果最优。4)通过建立一套基于不同储层模式下不稳定注水体系,指导了裂缝性油藏中高含水阶段优化注水工作的开展，为同类油藏的开发提供借鉴。参考文献：1李爱芬,凡田友,赵琳.裂缝性油藏低渗透岩心自发渗吸实验研究J.油气地质与采收率,2 0 11,18(5)：6 7-6 9.LI Aifen,FAN Tianyou,ZHAO Lin.Experimental study ofspontaneous imbibition in low permeability core fracturedreservoir J.Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2011,18(5):67-69.2 苏彦春，朱志强.裂缝性潜山油藏渗流特征及不稳定注水策略以渤海锦州2 5-1南油田潜山油藏为例J.中国A35S1块位于古地貌中点，属于高斜坡单元，为类储层。通过采用周期注水的方式，注水阶段注采比采用1.8,注采周期延长至6 个月，累计注采比采用0.9。通过优化注水方式后，A35S1井区含水率降低7.0%，单井增油13 m/d。E22块生产井随钻过程中漏失严重，油井投产后含水快速上升至90%，初步分析该块位于断裂扭转带，易发育超大裂缝，为典型的类储层,因此将注水方式转变为异步注采，有效控制了含水上升速度，截至目前该块油井单井平均增油14m/d,见表1。优化注水后单井平均产油年平均自单井平均产油含水率含水率量/(md-)然递减率量/(md-)10538%3680%1592%单井平均年平均自增产油量/然递减率(m3.d-l)8.9%11215.7%4935.8%29海上油气,2 0 19,31(6):7 8-8 5.SU Yanchun,ZHU Zhiqiang.Percolation characteristics andunstable water injection strategy of fractured buried hillreservoirs:Taking the buried reservoir in Bohai JZ25-1Soilfiled as an example J.China Offshore Oil and Gas,2019,31(6):78-85.3孟智强,凌浩川，朱志强，等.裂缝性油藏吸入毛管压力曲线研究及应用J.西安石油大学学报（自然科学版），2019,31(6):78-85.MENG Zhiqiang,LING Haochuan,ZHU Zhiqiang,et al.Research and application of sucking capillary pressure curve offractured reservoir J.Journal of Xian Shiyou University(Natural Science Edition),2019,31(6):78-85.【4罗宪波,李云鹏，葛丽珍,等.变质岩潜山裂缝油藏高效开发及时研究与实践J.中国海上油气,2 0 16,2 8(3):91-96.LUO Xianbo,LI Yunpeng,GE Lizhen,et al.Research andparctice of efficient development technology of metanology ofmetamorphic buried hill fracture reservoir J.C h i n aOffshore Oil and Gas,2016,28(3):91-96.5陈建波，张占女，郑浩.潜山裂缝型油藏井网模式优化及开发实践：以渤海海域JZ25-1S油藏为例J.中国海上油气,2 0 15,2 7(3):6 6-7 2.CHEN Jianbo,ZHANG Zhannv,ZHENG Hao.Optimizationof well pattern for buried hill fractured reservoirs anddevelopment practice:A case study of JZ25-1S oilfied inBohai sea J.China Offshore Oil and Gas,2015,27(3):66-72.6李云鹏，朱志强，程奇，等.裂缝性油藏注采模式研究J.特种油气藏,2 0 18,2 5(3：130-134.34%73%85%7.6%11.2%26.5%71314第41卷第5期OIL&GASEXPLORATIONANDDEVELOPMENT油气勘探与开发LI Yunpeng,ZHU Zhiqiang,CHENG Qi,et al.Injection-reservoir J.Petroleum Geology and Recovery Efficiency,production pattern of fractured reservoir J.Special Oil and2011,18(5):67-69.Gas Reservoirs,2018,25(3):130-134.15王双龙,郑炀,程奇，等.锦州南油田变质岩潜山储层7罗宪波，李云鹏,葛丽珍,等.变质岩潜山裂缝油藏高效开发技分类及其应用J.天然气与石油,2 0 2 2,40(3)：48-55.术研究与实践J.中国海上油气，2 0 16,2 8(3）：91-96.WANG Shuanglong,ZHENG Yang,CHENG Qi,et al.LUO Xianbo,LI Yunpeng,GE Lizhen,et al.Research andReservoir type identification and application of metamorphicpractice 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