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吳媛媛?黃志偉?崔永北?張夢帆

（中國石化集團(tuán)勝利油田分公司勝利采油廠，山東東營 257051）

 

0引言

特低滲油藏的自然驅(qū)替動力包括邊底水驅(qū)、溶解氣驅(qū)、巖石的彈性驅(qū)等[1]。由于特低滲油藏本身的孔隙度小，滲透率很低，油藏的天然驅(qū)替動力不足，導(dǎo)致采收率比較低，不能夠達(dá)到很好的開發(fā)效果。實(shí)際開發(fā)中主要通過超前注水、酸化壓裂、增加注采井?dāng)?shù)、調(diào)整井網(wǎng)、改變油藏注采比、控制井底流壓、調(diào)整油藏的采油速度等措施補(bǔ)充儲層能量[1]，增大油藏的驅(qū)替動力[2]。如何及時(shí)補(bǔ)充地層能量、建立有效的驅(qū)替動力系統(tǒng)，對特低滲油藏的開發(fā)至關(guān)重要。

本文基于特低滲油藏開發(fā)理論和實(shí)踐，分析影響驅(qū)替動力的主要因素。結(jié)合勝坨油田坨斜726單元的實(shí)際開發(fā)實(shí)踐，對壓驅(qū)注水開發(fā)方式下影響特低滲油藏的驅(qū)替動力主要因素（比如啟動壓力、合理注水壓力、注水時(shí)機(jī)、壓力保持水平、井網(wǎng)系統(tǒng)等）進(jìn)行研究，以期在開發(fā)過程中使油層具有持久穩(wěn)定的驅(qū)替動力，達(dá)到預(yù)期開發(fā)效果。

1地質(zhì)背景與地層概況

1.1 區(qū)域構(gòu)造特征

研究區(qū)位于東營凹陷北部陡坡帶（如圖1所示）。從區(qū)域構(gòu)造古地理上看，早始新世，由于構(gòu)造活動強(qiáng)烈，產(chǎn)生了陳家莊、博興、金家等主要斷裂，凹陷內(nèi)部出現(xiàn)多個(gè)沉降中心晚始新世到早漸新世，東營凹陷內(nèi)伸展裂陷作用強(qiáng)烈，此時(shí)中央隆起帶開始隆起中晚漸新世，裂陷活動進(jìn)入后期，受濟(jì)陽運(yùn)動影響，中央隆起帶出現(xiàn)上拱趨勢，初步形成了利津、民豐、牛莊、博興4個(gè)洼陷及北部陡坡帶、中央隆起帶和南部斜坡帶的構(gòu)造格局[34]。

圖1 東營凹陷區(qū)域構(gòu)造位置圖及綜合柱狀圖

1.2 研究區(qū)地層特征

本次研究對象為勝坨油田勝北斷層下降盤沙河街組沙四段上亞段，物源供應(yīng)主要來自北部的陳家莊凸起，以半深湖—深湖沉積為主[5]，巖性以粉砂巖、砂質(zhì)泥巖、中細(xì)砂巖、含礫中細(xì)砂巖為主（如圖2所示）。

1.3 研究區(qū)開發(fā)概況

1994年坨71單元投入開發(fā)以來，經(jīng)歷了多次勘探、擴(kuò)邊。2013年，通過對構(gòu)造情況、沉積規(guī)律重新認(rèn)識，將勘探目標(biāo)瞄準(zhǔn)深水滑塌濁積扇獨(dú)立砂體（如圖3所示）。該型儲層巖性主要以棕褐色、灰黃色中厚層狀油浸細(xì)礫巖、砂巖、泥質(zhì)砂巖為主，儲層平均孔隙度14.2%，平均滲透率2.53×103μm2，為低孔、低滲儲層，原油密度0.86g/cm3屬低含硫輕質(zhì)原油，地質(zhì)儲量202萬噸。

通過前期的試油試采發(fā)現(xiàn)，一是本區(qū)塊平面上單井產(chǎn)能與儲層物性及厚度呈正相關(guān)性。例如2020年3月投產(chǎn)的坨斜726井，位于砂體中心部位，儲層物性好，初期產(chǎn)能高，日油可達(dá)63噸/天。二是油井壓裂可以取得較好的增產(chǎn)效果。本區(qū)STT710自噴投產(chǎn)后末期日油1.9噸/天，經(jīng)過壓裂后日油上升至13.3噸/天，油井壓裂后擴(kuò)大了油藏體積，改善了儲層滲透性。三是天然能量開發(fā)，產(chǎn)量遞減較快。從區(qū)塊整體開發(fā)情況來看，單井日油遞減整體呈兩段式，初期產(chǎn)量遞減較快，平均年遞減率54.6%，后期供液不足，日液小于2噸。

制約單元效益開采主要有兩方面的問題一是投產(chǎn)初期產(chǎn)能高，后期產(chǎn)量遞減大。本塊壓力系數(shù)高、存在高滲條帶，是實(shí)現(xiàn)初期高產(chǎn)的原因，但厚度偏薄、砂體范圍小導(dǎo)致油井“能量體積”小，衰竭速度快，遞減快。從該區(qū)塊歷史開采情況看，彈性開發(fā)不能解決能量供應(yīng)問題，無法取得長期開發(fā)效果。二是受物性影響，水井注入難，油井見效難。受沉積環(huán)境的影響本區(qū)產(chǎn)層單一，砂體較為封閉，彈性開發(fā)導(dǎo)致采出程度低。針對本區(qū)高壓低滲油藏特征，一般采用小井距、密井網(wǎng)開發(fā)，通常投入大、效益差。依據(jù)本區(qū)塊儲層特征，需采用非常規(guī)的水驅(qū)手段。

結(jié)合開發(fā)實(shí)踐，把水力壓裂與壓驅(qū)注水結(jié)合起來，有效解決低滲油藏注采兩難，提高采收率。基于沉積砂體展布、對應(yīng)受效井情況，轉(zhuǎn)注坨斜726井，采用超前注水原則進(jìn)行開采，探索壓驅(qū)注水技術(shù)在低滲濁積巖油藏開發(fā)的適應(yīng)性。

2.壓驅(qū)注入過程及效果分析

2.1 注入過程概述

       圖4 坨斜726井注入情況變化表（2022.01.22—2022.07.08）

從注入情況看（如圖4所示），在井口增壓的情況下，低滲透儲層的吸水能力遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出高滲透砂巖。坨斜726壓驅(qū)井組油藏中深4085.8米，儲層滲透率1.73×103um2，儲層厚度14～17米，破裂壓力51.8MPa，常規(guī)注水不吸，91天累計(jì)注水50111立方米，平均日注水550立方米。

整體可分為兩階段注入。

第一階段，高強(qiáng)度升壓+關(guān)井均衡壓力場。配注1000立方米/天，注入37天，累計(jì)注入26317立方米，注入時(shí)受效井關(guān)井，注入壓力呈持續(xù)上升趨勢。

第二階段，低排量穩(wěn)定注水+觀察壓力擴(kuò)散情況開井引效。配注500立方米/天（限壓45兆帕），階段注入23794立方米。注入壓力最終穩(wěn)定在44～45MPa。

2.2 采出端壓力變化及效果分析

經(jīng)過91天的壓驅(qū)注水，累計(jì)注入量50111立方米，基于動態(tài)響應(yīng)來看，南北向受效油井壓力大幅上升，東西向油井不同程度受效（如圖5所示）。

圖5 坨斜726單元受效井壓力變化情況

STT726X1、STT726X2與STTX726動態(tài)響應(yīng)明顯，其中STT726X1壓力上升幅度最大注入后STT723X1、STT710X3壓力無明顯上升，推測與STTX726是不連通的，為獨(dú)立砂體。必須說明的是，通過壓驅(qū)注入受效油井均保持自噴生產(chǎn)。

從受效最為明顯的STT726X1、STT726X2看，壓驅(qū)前日油0.5噸/天上升到目前25.2噸/天，最高時(shí)達(dá)到40.5噸/天，含水由壓驅(qū)前11.74%下降至3.91%，從受效井生產(chǎn)情況看，產(chǎn)生了有效驅(qū)替。 

圖6 坨斜726壓驅(qū)受效井組開發(fā)生產(chǎn)曲線

3有效驅(qū)替的建立

從建立有效驅(qū)替的角度看，根據(jù)能量變化，確定合理注采比及采油速度。在此基礎(chǔ)上，通過分析古環(huán)境變化特征及沉積儲層分布，確定注水壓力和注水時(shí)機(jī)，保證在開發(fā)過程中有持續(xù)、穩(wěn)定的驅(qū)替動力。

3.1 主流線沿主應(yīng)力方向快速突破

基于對應(yīng)油井受效情況分析（如圖7所示），主要是STT726X1、STT726X2壓力上升較快。根據(jù)壓裂裂縫監(jiān)測結(jié)果來看，坨斜726單元主應(yīng)力方向?yàn)楸睎|向66°～80°。表面上看，對應(yīng)油井壓力上升較快的STT726X1、STT726X2同主應(yīng)力方向一致。從沉積環(huán)境、搬運(yùn)機(jī)制的角度分析，研究區(qū)沙四純上沉積期屬于典型的斷陷湖盆陡坡帶深水重力流沉積地層，順物源方向北部（STT726X1）湖盆邊緣到南部（STT726X2）湖盆中心，沉積地層整體呈現(xiàn)北高南低的趨勢。

同排主應(yīng)力方向上，通過壓裂改善油藏體積，導(dǎo)致純基質(zhì)的井距大幅縮短（STT726X1距注入井220米，STT726X2距注入井400米）。在高泵壓的大排量注入下，極易沿主應(yīng)力突破，形成瞬間見效，使點(diǎn)狀驅(qū)轉(zhuǎn)變?yōu)榕艩铗?qū)，整體擴(kuò)大了波及體積。

圖7 左側(cè)為對應(yīng)油井微地震監(jiān)測改造的油藏體積圖（SRV），右側(cè)為坨斜726塊地層連井剖面圖

基于構(gòu)造高差、砂體展布及儲層連通性綜合分析，發(fā)現(xiàn)沉積相帶的發(fā)育是決定有利儲集體展布的物質(zhì)基礎(chǔ)，STT726X1、STT726X2受效有差異，主要受深水重力流砂體展布的影響。由于斷層活動觸發(fā)斜坡失穩(wěn)滑塌，以砂質(zhì)滑動滑塌沉積為主，隨著搬運(yùn)距離的增加，其前端可能與主體分離出現(xiàn)滑脫體，最終與舌狀體分離，并在其前端單獨(dú)形成遠(yuǎn)端砂質(zhì)碎屑流沉積，推測STT726X1、STTX726為滑塌主體，STT726X2儲層為單獨(dú)滑脫體，與主體存在弱連通。 

3.2 近破裂壓力注水產(chǎn)生的微裂縫改善了儲層滲透性

在配注為1000立方米/天的情況下，基于注入端注入壓力變化、采出端（STT726X1）油壓漲幅，將其分為兩個(gè)階段。第一個(gè)階段為未裂縫階段，注入端表現(xiàn)為短時(shí)間高排量注入，注入壓力呈緩慢上升趨勢，注入量達(dá)11520立方米時(shí)，注入壓力最高達(dá)到40Mpa，采出端（STT726X1）平均壓力漲幅為0.64Mpa/天第二個(gè)階段為微裂縫階段，注入端表現(xiàn)為注入壓力突然由40Mpa下降至30Mpa，而后緩慢上升，穩(wěn)定在44Mpa，而采出端（STT726X1）平均壓力漲幅為1.22Mpa/天。通過注入端、采出端壓力變化，發(fā)現(xiàn)近破裂壓力注水使地層產(chǎn)生新的微裂縫。提高儲層滲流能力，能實(shí)現(xiàn)快速注入增能，進(jìn)一步提高地層后續(xù)穩(wěn)定注入能力。它是產(chǎn)生穩(wěn)定驅(qū)替動力的基礎(chǔ)，保證了注入進(jìn)度。

必須說明的是，注入端在穩(wěn)定注入1000立方米/天的情況下，注入壓力2月4日下降至30Mpa，而采出端受效油井（STT726X1）在2月5日壓力出現(xiàn)了變化。這一耦合變化進(jìn)一步反映了水驅(qū)前緣的擴(kuò)散時(shí)間，為我們分析驅(qū)替壓力梯度、壓力擴(kuò)散時(shí)間提供了數(shù)據(jù)支撐。

3.3 壓驅(qū)建立的有效驅(qū)替動力是見效關(guān)鍵

滲流理論與特低滲油藏驅(qū)替動力的研究表明，只有當(dāng)驅(qū)替壓力梯度大于油層啟動壓力梯度時(shí)，有效注采關(guān)系才能建立。當(dāng)生產(chǎn)井和注水井之間的距離小于極限注采井距時(shí)，注入端和采出端之間才能建立有效的驅(qū)替關(guān)系，使井組獲得長期穩(wěn)產(chǎn)（如圖8所示）。

以受效最為明顯的對應(yīng)油井STT726X1為例。

壓驅(qū)初期注入端近破裂壓力大排量注入（配注1000立方米/天），為地層快速補(bǔ)充能量，對應(yīng)油井STT726X1關(guān)井，其油壓持續(xù)上升。注入量達(dá)23070立方米時(shí)，對應(yīng)油井STT726X1油壓達(dá)33.27Mpa。

壓驅(qū)中期注入端與采出端耦合注采，為開關(guān)井去除氣體影響，經(jīng)過兩次開關(guān)井，對應(yīng)油井STT726X1開井后壓力快速下降，最終油壓由開井前33.27Mpa下降至3.25Mpa，此時(shí)日油約8.9噸/天。通過開關(guān)井觀察，此時(shí)壓力傳導(dǎo)轉(zhuǎn)化為介質(zhì)傳導(dǎo)。

壓驅(qū)末期為促進(jìn)介質(zhì)傳導(dǎo)，減少水竄風(fēng)險(xiǎn)形成穩(wěn)定驅(qū)替，注入端配注降至500立方米/天，此時(shí)對應(yīng)油井STT726X1在放噴狀態(tài)下油壓呈緩慢上升趨勢，且日油由8.6噸/天上升至13.8噸/天。由此可知，此時(shí)建立了有效的驅(qū)替壓力梯度。在3月24日進(jìn)行第三次關(guān)井，驗(yàn)證是否真的建立了有效驅(qū)替壓力梯度。這次關(guān)井憋壓至49.3Mpa，開井后壓力迅速下降至9.5Mpa，此時(shí)放噴狀態(tài)下油壓呈穩(wěn)定上升趨勢，日油為27.2噸/天，驗(yàn)證確實(shí)形成了有效驅(qū)替。

提高低滲透油藏多孔介質(zhì)中的流體流動，必須施加較大的驅(qū)替壓力梯度，將注入壓力穩(wěn)定在44MPa，配注500立方米/天，同時(shí)采出端在放噴狀態(tài)下油壓呈緩慢增加的趨勢，保證日油呈上升趨勢。基于采出端的壓力和日油變化，建立有效驅(qū)替壓力梯度。

上述公式表明，只要知道注水井和生產(chǎn)井的井底壓力、地層壓力以及注采井距就可以確定注采井之間任一點(diǎn)的驅(qū)替壓力梯度。

綜上所述，特低滲儲層的特性是具有啟動壓力，啟動壓力大小主要取決于儲層的滲透率，驅(qū)替壓力梯度在注水井附近很大，而在注、采井之間逐漸減弱，注入水能量主要消耗在井筒附近。因此，在不同的注采井距下，只有當(dāng)油層啟動壓力小于最小驅(qū)替壓力梯度時(shí)，有效驅(qū)替關(guān)系才能建立[69]。基于注入端、采出端的壓力變化和生產(chǎn)情況，我們認(rèn)為有效驅(qū)替壓力梯度已經(jīng)建立，通過計(jì)算確定0.037 MPa·m1為有效驅(qū)替壓力梯度。

4不同驅(qū)替動力下驅(qū)油效率存在較大差異

開發(fā)實(shí)踐表明，中高滲透油藏儲層與特低滲透儲層的滲流規(guī)律不同，主要表現(xiàn)在常規(guī)儲層的滲流遵循達(dá)西線性滲流規(guī)律。而低滲透儲層的滲流則偏離達(dá)西線性規(guī)律，表現(xiàn)出低滲非達(dá)西滲流特征，且具有啟動壓力梯度，存在附加滲流阻力。

通過對坨斜726區(qū)塊地層孔隙中的驅(qū)替關(guān)系進(jìn)行模擬，考慮到原油密度、粘度、地層溫度等因素，發(fā)現(xiàn)在低壓力梯度下（驅(qū)替壓力梯度為0.02MPa·m1），少數(shù)大孔隙中的流體參與流動，驅(qū)油效果較差隨著壓力梯度的逐漸提高（驅(qū)替壓力梯度為0.037MPa·m1），逐漸有較小的孔隙孔道中的流體開始參與流動，驅(qū)油效率逐漸提高隨著壓力梯度的進(jìn)一步提高（驅(qū)替壓力梯度為0.05MPa·m1），流體主要沿著優(yōu)勢通道突進(jìn)，驅(qū)油效率反而降低（如圖9所示）。

圖9 數(shù)值模擬坨斜726區(qū)塊在不同驅(qū)替動力下流體變化情況

過高的驅(qū)替動力不一定有較好的驅(qū)油效率，在提高注水量和采液量的同時(shí)，還應(yīng)考慮最佳的驅(qū)替動力。通過數(shù)值模擬表明，當(dāng)驅(qū)替壓力梯度保持在0.037 MPa·m1時(shí)，驅(qū)替效果最好，采出程度最高。

5結(jié)語

本文在精細(xì)巖性描述、沉積特征和地層對比分析的基礎(chǔ)上，對坨斜726區(qū)塊壓驅(qū)井組注入端、采出端壓力變化和生產(chǎn)情況的響應(yīng)變化規(guī)律進(jìn)行了深入研究，取得了如下認(rèn)識

（1）通過地層對比和實(shí)際注入情況分析，發(fā)現(xiàn)沉積相帶的發(fā)育是決定有利儲集體展布的物質(zhì)基礎(chǔ)。STT726X1、STT726X2受效有差異主要受深水重力流砂體展布的影響，由于斷層活動觸發(fā)斜坡失穩(wěn)滑塌，以砂質(zhì)滑動滑塌沉積為主，隨著搬運(yùn)距離的增加，其前端可能與主體分離出現(xiàn)滑脫體。

（2）依據(jù)注入壓力和受效油井壓力變化響應(yīng)，識別出兩個(gè)儲層變化階段。第一個(gè)階段為未裂縫階段，注入端表現(xiàn)為通過短時(shí)間高排量注入，注入壓力呈緩慢上升趨勢。注入量達(dá)11520方時(shí)，注入壓力最高達(dá)到40Mpa，采出端（STT726X1）平均壓力漲幅為0.64Mpa/天。第二個(gè)階段為微裂縫階段，注入端表現(xiàn)為注入壓力突然由40Mpa下降至30Mpa，而后緩慢上升，穩(wěn)定在44Mpa而采出端（STT726X1）平均壓力漲幅為1.22Mpa/天，近破裂壓力注水產(chǎn)生的微裂縫改善了儲層滲透性。

（3）基于注采情況和影響特低滲油藏驅(qū)替動力因素的綜合分析，當(dāng)驅(qū)替壓力梯度大于油層啟動壓力梯度時(shí)，有效的注采關(guān)系才能建立。通過注入端、采出端的壓力變化和生產(chǎn)情況分析，在本區(qū)塊建立了有效驅(qū)替壓力梯度，有效驅(qū)替壓力梯度為0.037 MPa·m1。在此基礎(chǔ)上對地層孔隙中的驅(qū)替關(guān)系進(jìn)行模擬，發(fā)現(xiàn)不同驅(qū)替動力下驅(qū)油效率存在較大差異，過高的驅(qū)替動力不一定有較好的驅(qū)油效果，在提高注水量和采液量的同時(shí)，還應(yīng)考慮最佳的驅(qū)替動力，使井組獲得長期穩(wěn)產(chǎn)。

 

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作者簡介吳媛媛（1982—），女，碩士，高級工程師，研究方向油氣藏開發(fā)研究與管理。

 

Enhanced Oil Recovery ratio of Low Permeability Reservoirs by Pressureoperated Water Injection: A Case Study of Tuoxie 726 Unit in Shengtuo Oilfield

WU Yuanyuan,HUANG Zhiwei,CUI Yongbei,ZHANG Mengfan

(Shengli Oil Production Plant, Shengli Oilfield Company, SINOPEC, Dongying  Shandong  257051)

Abstract:The study on the effective displacement dynamics of pure upper submember of Sha 4 in Block 71 of Shengtuo Oilfield can provide theoretical support for the development of turbidite reservoir in Dongying sag. Through the detailed analysis of the formation and actual injection conditions in Tuo 71 area of Shengtuo Oilfield, it is coucluded that the difference between STT726X1 and STT726X2 is mainly affected by the distribution of deepwater gravity flow sandstone. According to the pressure changes and production conditions at the injection end and the production end, we established the effective displacement pressure gradient in this block, and which considered to be 0.037 MPa·m1. On this basis, the displacement relationship in the formation pores is simulated, and it is found that there are great differences in oil displacement efficiency under different displacement dynamics, and too high displacement dynamics may not have better displacement efficiency. While improving the amount of water injection and liquid production, the best displacement dynamics should also be considered to achieve longterm stable production of the well group.

Key words:Shengtuo Oilfield;pure upper submember of Sha 4;pressureoperated water injection;microfractures; effective displacement dynamics