塔中4油田巴楚组油藏自流注水技术可行性

唐永亮，王　倩，李二鹏，高登宽，廖斐然，苏　洲（中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒841000）



塔中4油田巴楚组油藏自流注水技术可行性

唐永亮，王倩，李二鹏，高登宽，廖斐然，苏洲
（中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒841000）

摘要：塔中4油田石炭系巴楚组含砾砂岩段层状边水油藏埋深约3 700 m，边水能量弱，地层压力保持程度低；其下伏的东河砂岩段油藏发育大型水体，压力保持水平较高，2套层系间的层间压差为15～25 MPa.通过分析井区因层间压差导致层间倒灌形成自流注水的矿场实例，结合塔中4油田的油藏地质和开发特征，建立了数值模型，并模拟了层间倒灌、分别采用直井和水平井作为自流注水井等不同井型和井网条件下自流注水技术的开发指标。研究表明，在巴楚组含砾砂岩段层状边水油藏进行自流注水是可行的，并优选出下步矿场试验井组。

关键词：塔里木盆地；塔中4油田；石炭系油藏；自流注水技术；层间倒灌；大型水体；数值模拟；先导试验筛选

numerical simulation; pilot test selection

自流注水技术是一种在已开发油藏顶部或底部发育大型独立水层时，不采用地面人工注水方式，而是通过在井筒内部沟通已开发油藏和其顶部或底部水层，使独立水层中的地层水在层间压差作用下自然流入已开发油藏而保持油藏压力的一种技术（图1）。自流注水技术的应用始于20世纪70年代，沙特阿拉伯1975在Khafji油田的边缘即实施了自流注水保压开发，5年内自流注水方案累计增油300×104m3；科威特1995年在Olitic油田实施的自流注水措施，并已成为该油田主要的注水保压方式[1]。目前自流注水技术在国外已相当成熟，并形成了控制自流注水的智能完井技术[2-8]。该项技术在国内尚应用较少，2008年在平湖油田完成了国内第一口自流注水井的现场试验，通过新钻自流注水分支井进行射孔沟通产层和产层之上的封闭水层（图1b），利用层间压差使得上部水层中的水对已开发的油层进行能量补充，自流注水后油藏压力逐步升高，对应的采油分支井受效明显，产量大幅提高，自流注水取得成功[9]。国内外学者在自流注水的机理研究和可行性论证方面都做了大量的研究[10-15]。塔中4油田地处塔克拉玛干沙漠腹地，地面水源稀缺，注水配套设施投资大，目前主力开发层系下石炭统巴楚组含砾砂岩段油藏开发时间长，油井产量低，地层能量严重不足，注水工程未到位，因此进行自流注水研究有重要的现实意义。

图1　自流注水工艺示意

1　塔中4油田油藏地质与开发特征

塔中4油田包含多个已开发油藏，主要发育2套相邻的开发层系，即巴楚组上部含砾砂岩段和下部东河砂岩段，其中含砾砂岩段发育层状边水油藏，储集层物性差，边水能量弱，含油单砂体厚度为1～5 m，主要发育3套油层，油藏埋深约3 700 m.东河砂岩段发育块状底水油藏，储集层物性好，厚度大，底水能量强，水体体积达到油藏体积的30倍以上，2套油水系统之间有稳定的隔层隔开，隔层厚度仅0.5～1.0 m，压差为10～25 MPa（表1）。在生产动态上2套油水系统动态差异也很大，底部东河砂岩段油藏采出程度较高，生产基本结束，但由于底水能量充足，压力保持程度很高；而上部含砾砂岩段油藏目前采出程度低，为主要开发层系，但地层能量严重不足，并且由于水质和储集层物性等问题，目前注入量无法保证，很多油井只能间开生产。

表1　塔中4油田石炭系巴楚组油藏含砾砂岩段和东河砂岩段参数统计

2　层间压差导致自流注水实例

塔中4油田巴楚组含砾砂岩段油藏和东河砂岩段油藏在开发过程中存在多层合采的现象，由于2套油水系统在物性和水体能量上的巨大差异，开发过程中层间矛盾十分严重，甚至出现层间倒灌形成自流注水的现象。如A井区A-V2井就是典型的实例，该井为直井且投产时间较早，生产层位为含砾砂岩段1～3小层，但其存在严重管外窜，多次补救固井均未成功，含砾砂岩段和东河砂岩段的地层压力分别为29 MPa 和37 MPa，由于层间压差，底部地层水沿着套管外窜流到顶部油藏，形成局部水淹区域（图2）。

图2　塔中4油田A井区A-V2井层间倒灌示意

生产动态监测A-V2井实测地层压力约36 MPa，介于2套地层的压力之间，同时后期在距离A-V2井50 m的部位新钻1口水平井A-H1井投产后含水率即达到95%，而其处于构造高部位，并无边水和人工注入水的影响，固井质量较好，无管外窜流影响，其含水应为邻井A-V2井管外倒灌水所致。这一认识跟后期A-H1井的生产动态也非常吻合，在A-V2井进行封窜和高液量生产时，A-H1井的含水率反而下降，也即A-H1井的含水率和生产动态与A-V2井的动态密切相关。综上分析，这2口井是由于层间压差形成的典型自流注水的实例，只不过注采井距太小，注水起了反作用。通过动静态综合分析可以估算A-V2井目前自流注水压差在8 MPa左右，注水时间2年以上，累计注水量大于2×104m3.

3　自流注水数值模拟研究

塔中4油田B井区巴楚组含砾砂岩段油藏平均油层厚度5 m，测井解释平均孔隙度仅9%，平均渗透率15 mD，以低渗储集层为主，而巴楚组东河砂岩段地层厚达120 m，孔隙度14%～16%，以中高渗储集层为主。经过近20年开发，东河砂岩段油藏已经进入高含水、高采出程度阶段，含水率达到90%以上，采出程度达到40%以上，多数井已由于含水率过高而关井或上返，但底水能量充足，地层压力保持程度较高，压力在40 MPa左右。而含砾砂岩段油藏仍处于低含水、低采出程度阶段，含水率小于30%，采出程度小于15%，但地层能量不足，地层压力15～20 MPa，部分油井供液明显不足，急需补充地层能量，改善油藏开发效果。

基于B井区油藏实际参数，首先建立理论数值模型，模型尺寸1 000 m×1 000 m×150 m，平面网格步长10 m，纵向网格步长1 m，通过初始化使东河砂岩段地层压力为40 MPa，含砾砂岩段地层压力为20 MPa，模型地质参数和压力参数与实际油藏基本一致，在初始化模型基础上进行自流注水的数值模拟研究，从而确保模拟结果的可靠性。

3.1层间倒灌无注采井网

在初始化模型上首先进行无注采井网研究，即单纯靠层间压差产生层间倒灌的模拟研究，在目前的油藏模型中只设计1口自流注水井，含砾砂岩段不设计采油井，直接将自流注水井的东河砂岩段和含砾砂岩段射孔打开，模拟层间倒灌情况。分析计算指标，自流注水无采油井网时，由于层间压差，东河砂岩段地层水在井筒内自下而上注入顶部含砾砂岩段1～3小层，致其地层压力逐渐回升。随时间延长，层间压差逐渐降低，注水量不断下降，5年后2套层系间压力平衡，自流注水停止（图3，图4），同时在顶部含砾砂岩段1～3小层形成近似圆形的水淹区，反映了A-V2井自流注水的实际情况，A-H1井后期钻在A-V2井自流注水形成的水淹区内，投产后即高含水，水并非来自巴楚组含砾砂岩段本身地层水，而是来自底部东河砂岩段倒灌进含砾砂岩段的地层水。

图3　层间倒灌模型含砾砂岩段各层注水曲线

图4　层间倒灌模型油层和水层压力曲线

3.2直井自流注水直井采油井网

要利用层间压差进行自流注水开发，就要建立相应的注采井网，首先以直井五点法注水井网（中心为1口自流注水井，周围均匀分布4口采油井）为例进行模拟，通过模拟发现自流注水后注水井周围含砾砂岩段1～3小层水淹范围不断扩大，水驱效果和常规注水效果类似。自流注水后受效油井产液量、产油量逐渐增加，1.5年后油井开始见水，同时油层压力逐渐恢复，3.5年后可以达到注采平衡，油井稳定产液量达到20 m3/d（图5，图6），模拟10年后，采出程度相比天然能量开采条件下的增幅可以达到10%以上。

3.3不同井型混合井网自流注水

图5　直井井网自流注水井各层注入曲线

图6　直井井网自流注水受效单井生产曲线

塔中4油田石炭系油藏开发以直井和水平井混合井网为主，采用五点法布井方式，分别模拟计算直井自流注水直井采油、直井自流注水水平井采油、水平井自流注水直井采油、水平井自流注水水平井采油4种井网形式。从模拟计算结果可以看出，无论采取何种形式的注采井网均可以实现较好的注水开发效果，并且各种井网形式开发效果差异不大（图7）。

图7　不同井网含水率与采出程度关系

4　自流注水矿场试验可行性分析

4.1自流注水技术优势

（1）塔中4油田处于塔克拉玛干沙漠腹地，水源缺乏，钻井与地面注水成本高，而自流注水工艺与流程简单，可以节省大量的投资和操作成本。

（2）由于主力含油层系含砾砂岩段储集层物性差，地层吸水能力弱，目前油藏单井注水无法达到地质配注量，而自流注水采用相邻层位地层水，注入水配伍性好，可以提高注水量。

（3）由于巴楚组东河砂岩段油藏属于中高渗储集层，地层吸水能力强，如果随时间增加自流注水量下降，可以通过新钻部分东河砂岩段注水井提高底部东河砂岩段水体能量，保证自流注水的长期运行。

4.2自流注水试验井组优选

通过塔中4油田油藏地质情况与开发动态的深入分析，综合考虑经济、工程、风险等因素，结合自流注水的可行性论证，在塔中4油田B井区进行了自流注水试验井组的筛选。B井区的优势主要是底水能量强，层间压差大，层间压差为20～25 MPa.目前B井区含砾砂岩段油藏仅有1口注水井，日注水量仅45 m3/d，无法满足地质配注量，多口生产井产量低，间开生产。B井区技术上可以用于引流的井达到10口，均为低产油井和长关井，综合目前油井生产情况，优选低效油井B-H2井做自流注水试验。

B-H2水平井的水平段位于东河砂岩段，该段水源自流注入含砾砂岩段后对应受效油井有B-H1井、B-H3井和B-V1井（图8），这3口井目前产量和动液面都较低。通过基于B井区实际地质模型的数值模拟研究结果表明，B-H2井自流注水后，对应油井BH1井、B-H3井和B-V1井均受效，平均单井日增油10 t，模拟计算10年后井组的累计增油量大于2×104t.

图8　塔中4油田B井区自流注水试验井组示意

5　结论

（1）塔中4油田巴楚组含砾砂岩段油藏为层状边水油藏，目前地层压力保持水平低，其下部东河砂岩段发育大型水体，地层压力高，矿场实际生产井数据表明底部水体在层间压差的作用下会进入上部含砾砂岩段油层导致层间倒灌形成天然自流注水。

（2）基于塔中4油田实际的地质模型参数进行单井自流和不同井网自流注水的数值模拟研究，模拟结果表明，在塔中4油田目前油藏条件下，将东河砂岩段底水引入含砾砂岩段进行能量补充可以实现较好的开发效果。

（3）塔中4油田地处沙漠腹地，地面注水成本较高，结合油田区域及地质情况、井网部署限制、注采工艺水平及经济等因素优选出B井区的自流注水试验井组，为下步开展现场试验提供了积极指导，也为如何更好地利用油区天然水体为油藏开发补充能量提供了新思路。

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（编辑杨新玲）

Feasibility Study of Dumpflooding Technology for Bachu Reservoir in Tazhong 4 Oilfield, Tarim Basin

TANG Yongliang, WANG Qian, LI Erpeng, GAO Dengkuan, LIAO Feiran, SU Zhou
(Research Institute of Exploration and Development, Tarim Oilfield Company, PetroChina, Korla, Xinjiang 841000, China)

Abstract:The pebbly sandstone section of the Carboniferous Bachu formation in Tachong 4 oilfield in Tarim basin is a layered edge water reservoir of burial depth of about 3 700 m and characterized by weak natural energy and low degree of formation pressure.The underlying Donghe sandstone section of it is characteristic of in⁃situ large water body and higher degree of formation pressure.The interlayer pressure difference between the 2 sets of series of strata or reservoirs ranges from 15 to 25 MPa.This paper analyzes the field case of in⁃situ dump⁃flooding from interlayer cross flow caused by the interlayer pressure difference, and builds a numerical model for the reservoir geology and development features of Tazhong 4 oilfield, by which the dumpflood development indices by using different types of producers (vertical well and horizontal well) as dumpwater injectors and different well patterns as well as interlayer cross flow are simulated.The results show that application of dumpflood technology to such a layered edge water reservoir is feasible in this oilfield and further pilot test area of well group is selected as well.

Keywords:Tarim basin; Tazhong 4 oilfield; Carboniferous reservoir; dumpflooding technology; interlayer cross flow; large water body;

作者简介：唐永亮（1985-），男，山东淄博人，工程师，硕士，油气田开发，（Tel）15909960628（E-mail）tangyl-tlm@petrochina.com.cn.

基金项目：中石油科技重大专项（2014E-2107）

收稿日期：2015-08-08

修订日期：2015-10-29

文章编号：1001-3873（2016）01-0074-04

DOI：10.7657/XJPG20160114

中图分类号：TE331

文献标识码：A