低渗透砂岩油藏水驱规律及稳产对策研究_张换果.pdf

低渗透砂岩油藏水驱规律及稳产对策研究张换果1，李岸涛1，李希元2，许川3，李元龙1（1.中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安710000；2.页岩油开发分公司，甘肃庆阳745000；3.中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西西安710000）摘要：以低渗透砂岩油藏为例，从油藏见水见效特征入手，开展水驱开发规律的影响因素研究，并以此为依据，借助油藏工程方法、矿场统计方法、数值模拟方法等手段开展合理开发技术政策研究，制定控水稳油对策，评价开发效果，从而探索该类油藏水驱开发规律及中长期稳产对策。结果表明：沉积韵律和河道发育特征、储层非均质性和物性、开发技术政策是影响低渗透砂岩油藏开发难度和开发效果的决定性因素，在以上因素条件控制下，制定相适应的开发政策是控水稳油的重要保障。当采液强度或注水强度过大时，油藏含水率会快速上升或递减增大是该类油藏开发面临的最核心的矛盾；而在特定的沉积环境和储层特征基础上，合理的开发政策是油藏高效开发的重要手段。关键词：低渗透砂岩油藏；水驱规律；影响因素；稳产对策中图分类号：TE357.61文献标识码：A文章编号：1673-5285（2023）03-0081-05DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2023.03.016*收稿日期：202301-09作者简介：张换果（1984-），女，油田开发工程师，2008 年毕业于西安石油大学资源勘查工程专业，现在长庆油田分公司第六采油厂从事油藏研究管理工作，邮箱：zhhg_。1基本概况H 区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部偏西，区域构造格局表现为由东向西倾斜的平缓单斜，地层倾角在 0.5左右，平均坡降 68 m/km，在局部区域因差异压实作用形成小型鼻状构造，规模大小不一。A 和 B 储层沉积期处于辫状河三角洲平原-辫状河相带，发育了近北东向、近南西向带状展布的分流河道砂体，以水下分流河道为主。属于构造-岩性油藏，边底水发育，无统一油水界面，原始驱动类型为弹性弱水压驱动。低渗透油藏非均质性较强，渗透率级差大。岩心物性资料分析表明，A 和 B 储层平面上表现为明显的非均质性，单井平均渗透率最大为 39010-3m2，最小为 110-3m2，渗透率级差高达 390 倍。垂向上非均质性较强，如 X1 井平均渗透率为 32.910-3m2，最大为 66210-3m2，最小为 510-3m2，渗透率级差高达132 倍。该区于 2009-2013 年采用 250 m、300 m 三角形井网形式建产开发，完钻油水井 535 口，实施同步注水和滞后注水政策，动用含油面积 33.0 km2，动用地质储量2 019104t。平均油层厚度 8.7 m，平均孔隙度 15.8%，平均渗透率 32.910-3m2，平均含油饱和度 50.2%，属于低渗透油藏。2水驱规律研究2.1见水见效特征A 和B 储层物性好、水驱控制程度高，除去 66 口投产见水采油井外（油层高水饱），全区见效采油井 304口，见效率 94.7%，以A 类见效为主（占比 67.4%）；17口未见效采油井主要位于砂体边部。采油井注水见效周期较短，其中 A 类和 B 类见效采油井优势见效周期为 26 个月，C 类见效采油井优势见效周期无明显规律。主要受注入水和地层水双重因素影响，251 口见水采油井（油层高水饱投产即见水 66 口），其中 164 口采油井主要见注入水，见水周期 52 个月，见水后含水率上升、含盐下降；87 口（投产即见水 66 口）采油井见石油化工应用PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATION第 42 卷第 3 期2023 年 3 月Vol.42 No.3Mar.2023见效类型井数/口见效比例/%见效周期/月见效前生产动态见效后生产动态日产液/m3日产油/t含水率/%动液面/m日产液/m3日产油/t含水率/%动液面/mA 类20567.45.26.474.2023.21 2118.865.9820.11 129B 类6019.75.66.043.4232.91 2687.593.8540.01 180C 类3912.811.96.303.1041.71 2256.761.6670.91 112合计/平均304/6.27/3.57/32.6/1 235/7.74/3.83/43.7/1 140地层水，见水周期 25 个月，见水后含水率上升、动液面上升、含盐变化较小（表 1）。见地层水主要表现为底水锥进，油藏底水发育，受高采液强度影响，随着采出程度增加，底水锥进导致油井水淹。见注入水主要表现为多方向见水特征，示踪剂监测及动态验证表明，区块内存在多个见水方向，主要有 NE45、NE75、近东-西向、近南-北向，其中沿主砂体 NE45见水井最多；见水前平均累计产油 8 345 t，平均见水周期 52 个月。2.2水驱规律研究区块开发初期综合含水率较低（21.1%），无低含水率采油期；目前综合含水率为 71.0%，其中含水率在80.0%以上的采油井占比高达 73.7%，且在区域内连片分布，已进入高含水率开发阶段。水驱前缘测试及流线模型显示，油藏整体水驱波及程度较高，平面水驱相对均匀，但井网内角井三角区水驱效果相对较差。开发初期注水井剖面吸水状况良好，水驱储量动用程度为 66.6%；随着开发时间延长，部分注水井吸水剖面出现尖峰状吸水、单层不吸水现象，水驱储量动用程度降低为 53.8%。通过分析 6 口取心井水驱油实验数据发现，A 和B 储层在微观上以活塞式驱油方式为主，平均驱油效率为 71.6%；非活塞式平均驱油效率为 63.6%。3水驱规律影响因素分析3.1沉积特征影响平面上水下分流河道较侧翼储层物性好、渗流能力强，注水见效快，但同时含水率上升也快；剖面上受沉积韵律特征影响，正韵律下端较上端水驱状况好、上端采出程度较低，剩余油富集，相反反韵律水驱状况要好很多，复合韵律水驱规律较为复杂。X2 井位于水下分流河道中央，正韵律沉积，渗透率在（21103）10-3m2，吸水剖面呈正韵律形态，随着开发时间延长，剖面尖峰状吸水形态越来越明显，吸水厚度逐年下降，由 4.2 m 下降至 3.5 m，数值模拟显示下端水驱波及范围较上端远，剖面水驱问题逐渐加剧，导致井组内采油井含水率上升速度加快，相邻采油井X3 两年时间含水率由 40.1%上升至 92.4%，剩余油在侧向 X4X3 井间上端富集。3.2储层特征影响一方面受储层非均质性影响，注入水易沿高孔高渗层段单向突进，低孔低渗层段相对比较难动用，剩余油呈薄互层状富集；另一方面储层物性好的区域，流体驱替较为均匀，而储层物性较差的区域，注水受效相对较慢。注水井 X5 纵向渗透率级差高达 352%，剖面指状吸水，注入水沿渗透率高渗层段驱替速度快，低渗层段驱替速度慢，呈互层式驱替；相邻采油井 X6 剩余油测试资料显示，垂向上剩余油自下而上为 8.0 m 中含油、3.3 m 低含油、2.4 m 中含油、2.3 m 低含油的薄互层式分布。3.3开发政策影响3.3.1注入参数H 区 A 和 B 储层是采用注水方式投入开发的，注入介质为单一水相。研究表明注水强度过大会导致注入水沿高孔高渗带水窜，对应采油井含水率快速上升、过早水淹。由不同注水强度下累产油量变化率可以看出，当注水强度在 2.4 m3/（d m）时累产油量最高，当注水强度超过 2.4 m3/（d m）时累产油量反而下降。注水井 X7 投注初期单井注水量 35 m3/d，注水强度高达 4.7 m3/（d m）。相邻采油井 X8 在注水开发后含水率快速上升至 72.3%，含盐下降至 26 142 mg/L，动液面上升明显（由 1 531 m 上升至 1 352 m）；通过控制注水强度效果不佳，目前含水率 97.8%，导致剩余油滞留动用难度加大，水驱效果差导致采出程度较低。3.3.2采液参数该区边底水发育，类油水接触井占比 36%，投产初期采液强度过大（区块平均采液强度为 1.5 m3/（d m），导致采油井近井地带地层压力快速释放，含水率快速上升，底水锥进区域水驱效果变差，容易形成滞留型剩余油富集区域。由含水率上升幅度表 1见水见效统计明细表石油化工应用2023 年第 42 卷82与采液强度关系图可以看出，采液强度在 0.7 m3/（d m）以上采油井含水率上升幅度较大（图 1）；由不同采液强度条件下开采 10 年预测剩余油分布显示：采液强度为 1.4 m3/（d m）时底水快速锥进，导致水锥半径小、井间储量动用程度低、剩余油饱和度高，而采液强度为 0.8 m3/（d m）时底水锥进速度相对较慢，水锥半径相对较宽、井间储量动用程度较高、剩余油饱和度反而较低一些。图 1含水率上升幅度与采液强度关系图（类油水接触井）采油井 X9 投产初期产液量 12.3 m3/d，采液强度高达 3.6 m3/（d m），含水率快速上升至 65.9%，通过控制采液强度效果不佳，目前含水率 96.3%，含盐和动液面无明显变化，底水锥进导致剩余油滞留在水锥四周动用难度加大，采出程度较低。4控水稳油对策研究本次研究是从 H 区 A 和 B 储层开发实际出发，通过经验方法、矿场动态统计方案、油藏工程计算方法、数值模拟预测方法等多种方式相结合，分层分区域确定合理技术参数边界，优化开发政策，为长期高效开发提供技术支撑1-5。4.1合理开发政策4.1.1合理地层压力保持水平油藏工程计算方法：一般在实际应用中用来计算地层压力保持水平的经验方法主要有三种（表 2）。第一种采用 80%静水柱压力法，计算得出 A 合理地层压力为 11.8 MPa，压力保持水平为 113.5%；B 合理地层压力为 13.0 MPa，压力保持水平为 120.4%。第二种采用低渗透油藏特征法，即合理压力保持水平应大于 6.2 kPa 方法，计算得出 A合理地层压力为 9.4 MPa，压力保持水平为90.0%；B 合理地层压力为 9.7 MPa，压力保持水平为 90.0%。第三种采用原油黏度法，即合理压力保持水平为0.9Pb+P 生产压差方法，计算 A 合理地层压力为 6.4 MPa，压力保持水平为 61.5%；B 合理地层压力为 7.7 MPa，压力保持水平为 71.3%。将以上三种方法加权平均综合取值，得出 A 合理地层压力为 9.0 MPa，压力保持水平为86.5%；B 合理地层压力为 10.1 MPa，压力保持水平为93.5%。矿场动态统计方案：通过统计地层压力、单井产量、阶段含水率上升率数据，结合油田目前开发状况，优选合理地层压力。即 A 地层压力在 8.18.4 MPa较为合理，合理压力保持水平在 77.1%80.7%；B 地层压力在 9.510.2 MPa 较为合理，合理压力保持水平在 88.1%94.4%。对比油藏工程计算方法、矿场动态统计方案两种方法（以矿场动态为主要依据），综合分析认为目前地层压力保持水平整体基本合理，局部高压区需要进一步合理优化。4.1.2合理井底流压通过分层分类统计井底流压、单井产量、含水率上升率数据，最终确定最优井底流压。即 A 地层底水发育区、无底水区最优井底流压分别为 6.0 MPa、4.5 MPa 左右；B 地层底水发育区、无底水区最优井底流压分别为 7.0 MPa、4.3 MPa 左右。对比分析认为目前井底流压整体偏高，需要优化控制。4.1.3合理采液强度以目前油藏数值模型为基础，设计多套不同的开发方案，模拟预测 15 年时间 5 种不同采液强度下累计产油及含水率变化关系，确定出 H1开发单元合理采液强度为 0.80.9 m3/（d m）、H2 开发201001020年含水率上升幅度/%0.00.20.40.60.81.01.21.41.61.82.0采液强度/（m3 d-1 m-1）方法AB地层压力/MPa压力保持水平/%地层压力/MPa压力保持水平/%油藏工程计算方法80%静水柱压力法11.8113.513.0120.4低渗透油藏特征法9.490.09.790.0原油黏度法6.461.57.771.3综合取值9.086.510.193.5矿场动态统计方案8.18.477.180.79.510.288.194.4目前实际压力8.884.610.9100.9表 2合理地层压力综合取值统计表张换果等低渗透砂岩油藏水驱规律及稳产对策研究第 3 期83单元合理采液强度为 0.70.8 m3/（d m）、H3 开发单元合理采液强度为 0.60.7 m3/（d m）。对比分析认为区块整体采液强度偏大，初期平均值达到了 1.5 m3/（d m），导致油井含水率快速上升，需要整体优化控制。4.1.4合理注水强度一是利用传统采油速度法，即注水强度与采油速度的关系式（单井注水强度）分单元计算出 H1 开发单元合理注水强度为 1.8 m3/（d m），H2 开发单元合理注水强度为 1.5 m3/（d m），H3 开发单元合理注水强度为 1.7 m3/（d m）。二是以目前油藏模型为基础，设计多套不同的开发方案，数值模拟预测15 年时间在 5 种不同注水政策下累计产油及含水率变化，确定出 H1 开发单元合理注水强度为 1.7 m3/（d m）左右、H2 开发单元合理注水强度为 1.4 m3/（d m）左右、H3 开发单元合理注水强度为 1.6 m3/（d m）左右。对比分析认为区块整体注水强度大于合理参数，初期平均值达到了 2.4 m3/（d m），导致油井含水率快速上升，需要根据开发动态进一步调整优化。4.2制定控水稳油对策4.2.1调整对策根据油藏开发特征，结合各单元开发现状及剩余油分布，有针对性的提出了完善注采井网和层系、合理注采参数、单砂层补孔、剩余油挖潜等各类油水井稳产措施 161 井次，实施后，数值模拟预测可累计增油 49.4104t，剩余储量得到进一步动用，采收率提高 2.7%，逐步实现油藏中长期稳产目标。（1）基于精细小层对比及二次解释，开展单砂体注采关系完善及潜力层补孔，提高储量动用程度。通过单砂体刻画及注采关系研究，结合剩余油分布规律，提出油井补孔 28 口、注水补孔 5 口，实施后，数值模拟预测15 年可累计增油 23.81104t，调整区采收率提高1.39%。（2）基于油藏开发规律研究，以合理开发技术政策为指导，开展局部注采参数优化，缓解含水率上升快、递减大的矛盾，逐步实现油藏良性开发。通过开发技术政策研究，提出优化采液强度 23 口、优化注水参数 16口，实施后，数值模拟预测 15 年可累计增油 1.73 t，调整区采收率提高 0.08%。（3）基于剩余油富集规律研究，结合开发现状，有针对性开展老区剩余油挖潜，提高油藏最终采收率。在剩余油集中富集区开展加密调整 16 口、开展黏弹自调控剂调驱 15 口、微凝胶+PEG-2 调驱 7 口、微生物驱油 12 口，开展套破井治理 15 口，针对目前低液低产井开展措施挖潜 25 口，改善水驱状况，充分动用剩余地质储量，数值模拟预测 15 年采收率可提高 1.23%。4.2.2调整效果评价H 区开发初期高采液强度、高注水强度开发，含水率上升快；2021 年以来通过加强开发技术政策调整力度，目前含水率较为稳定，油藏开发形势持续向好。2010-2014 年因高采强注出现边水内推、底水锥进现象，平均月度含水率上升 0.39%；2015-2020 年注采参数仍保持高位、采出程度处于正常含水率快速上升期（采出程度 11.8%17.5%），导致油藏含水率快速上升；2021 年以来，依据合理开发技术政策，持续开展注采参数优化调整。区块整体平均注水强度由 2.4 m3/（d m）控制到了 1.6 m3/（d m）、采液强度由 1.5 m3/（d m）控制到了 0.75 m3/（d m），月度递减由 1.8%下降至 0.7%，平均月度含水率上升速度由0.2%下降至 0%，目前油藏含水率呈稳定或下降的良好态势。5结论与认识（1）A 和 B 储层物性好、水驱控制程度高，全区采油井注水见效比率高，以 A 类见效为主、见效周期较短；主要受注入水和地层水双重因素影响，分为见注入水和见地层水两种类型。（2）沉积韵律和河道发育特征、储层非均质性和物性、开发技术政策是影响低渗透砂岩油藏开发难度和开发效果的决定性因素；而在特定的沉积环境和储层特征基础上，合理的开发政策是油藏高效开发的重要手段。（3）利用油藏工程计算方法、矿场动态统计方案和数值模拟预测方法等手段分单元确定出合理的开发政策参数界限，对比分析认为注采参数整体偏大，需要进一步调整优化。（4）结合各单元开发现状及剩余油分布特征，有针对性的提出了完善注采井网、合理注采参数、单砂层补孔、剩余油挖潜等各类油水井稳产措施 161 井次，实施后，数值模拟预测累计增油 49.4104t，采收率提高2.7%，可逐步实现油藏中长期稳产目标。（5）依据合理开发技术政策，强化注采参数优化调整，目前含水率较为稳定，油藏开发形势持续向好。（6）本文从见水见效特征入手，通过分析水驱规律主控因素，研究合理开发政策，制定控水稳油对策，评价开发效果，形成了胡尖山油田低渗透砂岩油藏中长期稳产及剩余油挖潜技术体系，为该类油藏后期剩余油挖潜指明了方向，对同类油藏提高最终采收率具有（下转第 111 页）石油化工应用2023 年第 42 卷84一定的借鉴和指导意义。参考文献：1 曲建山，周新波，王洪亮.一种预测低渗透油藏合理采油速度的计算公式 J.大庆石油地质与开发，2001，20（5）：2526.2 杨正明，张英芝，郝明强，等.低渗透油田储层综合评价方法 J.石油学报，2006，27（2）：6467.3 张俊法.高含水油田开发效果评价与挖潜研究以卡多夫油田为例 D.北京：中国地质大学（北京），2015.4 刘明汐.靖安油田盘古梁侏罗系油藏稳产技术研究 D.西安：西安石油大学，2012.5 刘德华，孙敬.利用生产动态资料确定合理地层压力 J.石油天然气学报，2009，31（3）：119121.（上接第 84 页）处钻遇的是小断层，不如说是钻遇了一条小的泥质冲沟，这样也可以更好地解释为何在井轨迹穿过冲沟后“提前”回到油层。4结论（1）测线倾角曲率具备以二维平面图显示三维地貌的优越成像效果，能够有效应用于海上含油气盆地海底扇水道等构造特征的精细刻画。（2）当将测线倾角曲率与 RGB 属性融合技术结合时，能够较单纯使用单频体的原技术提供更多地层信息，进而实现对海底扇冲沟形态的精准刻画。（3）测线倾角曲率在小断层、微断裂的识别方面具有独特优势，特别是对于受采集脚印影响较严重的数据具有较强的适应性，实现对小断层的精确刻画。参考文献：1 龚承林，朱一杰，邵大力，等.海底扇规模优质储集体的分布模式与成因分析以上新世-更新世孟加拉扇为例J.沉积学报，2023，41（1）：1-17.2 张军华，王伟，谭明友，等.曲率属性及其在构造解释中的应用 J.油气地球物理，2009，7（2）：1-7.3 ROBERTS A.Curvature attributes and their application to 3Dinterpreted horizons J.First Break，2001，19（2）：85-100.4 AL-DOSSARY S，MARFURT K J3D Volumetric multispectral estimates of reflector curvature and rotationJ.Geophysics，2006，71（5）：41515 苏明，解习农，王振峰，等.南海北部琼东南盆地中央峡谷体系沉积演化 J.石油学报，2013，34（3）：467-478.6 王立锋，宋瑞有，陈殿远，等.莺歌海盆地 D13 区新近系黄流组大型海底扇地震识别及含气性预测 J.岩性油气藏，2022，34（4）：42-52.7 李亚茹，李华，杨朝强，等.南海莺歌海盆地黄流组海底扇储层构型特征 J.古地理学报，2022，24（3）：556-567.钟家良等测线倾角曲率在构造精细刻画中的应用第 3 期111