塔里木盆地塔河油田奧陶系斷控巖溶油藏注水方式優(yōu)化

塔里木盆地塔河油田的大型碳酸鹽巖油藏深度，儲(chǔ)藏室多樣，具有多重介質(zhì)特征。主要儲(chǔ)藏室為大型洞穴，連通性主要為裂縫。儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，儲(chǔ)水關(guān)系和水流流量的特征比其他類型的儲(chǔ)層復(fù)雜。因此，該方法的開發(fā)難度大，油藏收率低。奧陶系油藏是塔河油田的主力油藏,同時(shí)也是碳酸鹽巖油藏的典型代表之一。如何合理利用天然能量和人工能量,實(shí)現(xiàn)驅(qū)動(dòng)方式的適時(shí)轉(zhuǎn)化,是提高碳酸鹽巖縫洞型油藏開發(fā)效果的關(guān)鍵。2005年以來,在部分多井縫洞單元的注采井組進(jìn)行了注水試驗(yàn),并見到良好的效果。經(jīng)過多年現(xiàn)場試驗(yàn)及研究,形成了一套以“縫注洞采,低注高采”為原則的碳酸鹽巖縫洞型油藏注水開發(fā)方式,并在此基礎(chǔ)上提出了保壓、多階段、立體注水的開發(fā)模式,為碳酸鹽巖縫洞型油藏注水開發(fā)提供了重要依據(jù)。塔河油田斷裂的發(fā)育規(guī)模和局部構(gòu)造形態(tài)控制了整個(gè)奧陶系喀斯特巖溶的發(fā)育強(qiáng)度和儲(chǔ)集體展布,在構(gòu)造斜坡區(qū)的深大斷裂控制了巖溶的發(fā)育強(qiáng)度和規(guī)模,形成了有利的斷控巖溶儲(chǔ)集體。在塔河6-7區(qū)已確定的斷控巖溶帶上的注水單元有18個(gè),注采受效井組23組,且均處于規(guī)模較大的油氣富集帶上,剩余油挖掘潛力較大。通過礦場試驗(yàn)發(fā)現(xiàn),該類型儲(chǔ)集體采用注水開發(fā)方式效果明顯,但不合理的注水方式極易造成注入水沿儲(chǔ)集體上部通道快速竄進(jìn),暴性水淹嚴(yán)重,水驅(qū)效率低,穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短。筆者借助礦場統(tǒng)計(jì)以及油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù),開展了斷控巖溶儲(chǔ)集體的合理注水方式研究,旨在為類似油藏提高采收率有所裨益。1斷裂是斷控巖溶油藏的重要因素塔河油田奧陶系主干斷裂主要受寒武系頂面北西向和北東向深大斷裂控制,具有明顯的方向性;在構(gòu)造高點(diǎn)和構(gòu)造斜坡部位控制了巖溶儲(chǔ)集體沿?cái)嗔训陌l(fā)育方向和油氣運(yùn)移。整體上奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)集體中加里東運(yùn)動(dòng)期巖溶發(fā)育在很大程度上取決于斷裂,而海西運(yùn)動(dòng)期巖溶具有相對的自主性,同時(shí)繼承性的斷裂促進(jìn)了巖溶的發(fā)育。這種深大斷裂及其伴生的次級斷裂為巖溶的發(fā)育提供了有利條件,油氣沿主干斷裂運(yùn)移、富集,形成斷控巖溶油藏。斷控巖溶帶上的次級斷裂和裂縫為其主要的連通通道,具有帶狀分布特征,且在斷控巖溶帶上形成的斷溶體油藏淺層溶蝕垮塌破碎帶比較發(fā)育,證明其具有較好的靜態(tài)連通基礎(chǔ),注水后受效迅速,效果顯著,但其注水受效方向較多,且注水受效的機(jī)理不明確,而同時(shí)由于注水方式及注采參數(shù)的不合理易導(dǎo)致底水錐進(jìn)及水竄等現(xiàn)象,從而造成其開發(fā)效果差,穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短。2油藏?cái)?shù)值模擬研究2.1典型井組模型建立針對斷控巖溶儲(chǔ)集體的地質(zhì)特征,運(yùn)用PETREL軟件于塔河油田6-7區(qū)地質(zhì)模型中抽提典型井組模型,并對抽提出的井組模型進(jìn)行完善修改,網(wǎng)格大小設(shè)定為25m×25m×5m,在縱向上分為48層。2.2集體發(fā)育程度高的儲(chǔ)集體注采方案縫洞型油藏注采井網(wǎng)(井組)是以井間連通性為基礎(chǔ),充分考慮井、儲(chǔ)集層及流體分布的結(jié)構(gòu)化井網(wǎng)。當(dāng)注采井組部署在不同儲(chǔ)集體上時(shí),應(yīng)選擇儲(chǔ)集體物性較低向儲(chǔ)集體物性較高的方向進(jìn)行注采的部署形式;同時(shí)在儲(chǔ)集體發(fā)育規(guī)模大、分布廣及連通程度好的單元(井區(qū))注水開發(fā)效果會(huì)比較好,以TKA井為注水井,TKB井為生產(chǎn)井;在注水時(shí)機(jī)上,以地層壓力的保持程度作為判定標(biāo)準(zhǔn),分別以地層壓力保持程度的90%,85%,80%,70%和60%作為指標(biāo)參數(shù)來優(yōu)化該類型儲(chǔ)集體的注水時(shí)機(jī)。以模擬方案的累計(jì)產(chǎn)油量為指標(biāo)來確定選擇的優(yōu)劣,模擬結(jié)果顯示,當(dāng)?shù)貙訅毫Ρ３殖潭认陆抵?5%時(shí),該類儲(chǔ)集體注水后累計(jì)產(chǎn)油量最大,效果最優(yōu)。2.3方案制定的精確性將注水受效的階段分為見效期、穩(wěn)定期和調(diào)整期,以產(chǎn)油變化或者含水率變化作為判定標(biāo)準(zhǔn)來對其進(jìn)行劃分,考慮到方案的簡化以及模擬的精確性,把見效期以及穩(wěn)定期的注水方式作為組合進(jìn)行模擬,對注水受效的調(diào)整期進(jìn)行單獨(dú)模擬,節(jié)省了方案設(shè)計(jì)工作量,并增加了精確性(表1)。以模擬方案的累計(jì)產(chǎn)油量、日產(chǎn)油量、含水率以及采出程度作為判定標(biāo)準(zhǔn),對各階段的注水方式進(jìn)行模擬分析。結(jié)果表明,見效期—穩(wěn)定期均采用連續(xù)注水方式可使累計(jì)產(chǎn)油量最大,平均日產(chǎn)油量最大,含水上升趨勢緩慢,采出程度最高(圖1)。2.4注入采參數(shù)優(yōu)化針對優(yōu)化的注水方式組合,在不同的注水階段,通過定液量生產(chǎn),改變注采比確定注水量,最終對比得到不同階段最優(yōu)的注采參數(shù)。(1)最佳注采參數(shù)以模擬方案的日產(chǎn)油量、含水率及累計(jì)產(chǎn)油量作為參數(shù)指標(biāo),分析論證該階段的最佳注采參數(shù),模擬結(jié)果顯示,斷控巖溶儲(chǔ)集體的注水見效期采用溫和連續(xù)注水方式,注水量為80~100m3/d,注采比為1.5~2.5時(shí),平均日產(chǎn)油量最高,含水率最低,累計(jì)產(chǎn)油量最大(圖2)。(2)注水穩(wěn)定期參數(shù)的優(yōu)化(3)不同注水方式的結(jié)果分析在進(jìn)入注水調(diào)整期后,考慮其注水效果逐漸變差,水驅(qū)能力逐步降低,此時(shí)的模擬方案設(shè)計(jì)應(yīng)結(jié)合多種注水方式,分別考慮大排量注水、周期注水、間歇注水、不穩(wěn)定注水等4種注水方式,其中大排量注水共設(shè)計(jì)6組方案,注水量分別為200,250,300,400,500,600m3/d.周期注水分別考慮常規(guī)周期注水,同注同采周期注水,異步注采周期注水等3種不同注水方式,每種方式下考慮結(jié)合注采平衡以及注停時(shí)間的長短來設(shè)計(jì)多種方案。間歇注水設(shè)定為間隔45d、注水量在50~600m3/d變化的多種方案。不穩(wěn)定注水設(shè)定4種方案,分別按照100,200,300m3/d循環(huán)注入,300,200,100m3/d循環(huán)注入;50,100,150m3/d循環(huán)注入,150,100,50m3/d循環(huán)注入。不同的注水方式優(yōu)選最佳的注采參數(shù)來進(jìn)行最終的參數(shù)對比,從而選擇最優(yōu)的調(diào)整期注采參數(shù)。模擬結(jié)果顯示,對于該類儲(chǔ)集體的注水調(diào)整期,采用常規(guī)周期注水,油井連續(xù)生產(chǎn),注15d停30d,為最優(yōu)注水方式,最佳注水量在80m3/d左右,注采比為0.8~1.2(圖4)。2.5連續(xù)注水方式通過最佳注水方式及注采參數(shù)與最差注水方式及注采參數(shù)的連井含油飽和度剖面對比(圖5),可以看出,斷控巖溶帶上的注采井組采取如上注水方式組合模式效果最好。在注水見效期以及穩(wěn)定期,地層壓力相對充足,開采時(shí)不需要彌補(bǔ)能量虧空,采取溫和連續(xù)注水方式,注水能夠橫向驅(qū)油,也能有效地抑制底水竄進(jìn)并從深部驅(qū)油;在注水受效后,水驅(qū)效果逐漸減弱,證實(shí)位于斷控巖溶帶上的主通道的剩余油已經(jīng)得到驅(qū)替,而注入水水線可能推至受效井附近,在此時(shí)進(jìn)入注水調(diào)整期,如果采取常規(guī)周期注水方式,就可以通過周期性改變注停時(shí)間長短、注采速度大小和注采生產(chǎn)方式,從而增強(qiáng)主通道上的水驅(qū)波及強(qiáng)度,啟動(dòng)主通道剩余油弱驅(qū)替方式,最終增大注入水的波及體積,提高水驅(qū)效率,有效地提高該類型儲(chǔ)集體的采出程度。3層壓水保水性分析通過對礦場斷控巖溶帶上18個(gè)注水單元的階段注水方式進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析,注采受效井組存在如下幾種注水方式組合模式(表2)。從礦場統(tǒng)計(jì)情況分析看,在見效期采取溫和連續(xù)注水增油效果較好的井組日注水量與注采比存在明顯的線性關(guān)系,日注水量為80~120m3/d,注采比為1.5~3.0,反映了斷控巖溶帶上的注采井組注水初期注水量不宜過大,溫和連續(xù)注水能實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定注水驅(qū)油(圖6a)。從日注水量和注采比關(guān)系圖可以看出(圖6b),穩(wěn)定期明顯減小了注水量,注水量為50~80m3/d,注采比為1.0~1.5,反映出在穩(wěn)定期采取較小的注水量和略大于1的注采比比較適合。在調(diào)整期采取周期注水方式,從周期日注水量和周期注采速度比關(guān)系圖可以看出(圖6c),周期注水的注水量為50~80m3/d,注采比為0.9左右。由于在注水受效調(diào)整期,油井含水率明顯上升,應(yīng)保持注采平衡采用較小的注采比為宜。4日產(chǎn)油量排放期注水方式優(yōu)化(1)對于斷控巖溶類儲(chǔ)集體,注水時(shí)機(jī)應(yīng)選擇在考慮到地層壓力保持程度下降至85%~90%左右開始注水,此時(shí)注水效果最好。(2)斷控巖溶儲(chǔ)集體的最優(yōu)注水方式為見效期采用溫和連續(xù)注水方式,穩(wěn)定期采用溫和連續(xù)注水方式,調(diào)整期采用常規(guī)周期注水方式。(3)斷控巖溶儲(chǔ)集體注水受效后應(yīng)選擇合理的注采參數(shù),見效期注水量為80~100m3/d,注采比為1.5~2.5;穩(wěn)定期注水量為50~80m3/d,注采比為1.0~1.5;調(diào)整期采取短注長停的注采方式,注水量為50~80m3/d,注采比為1.0左右。注水見效期采用連續(xù)注