三塘湖盆地马中致密油藏注水吞吐探索与实践

陶登海 詹雪函 高敬文 郑翔频 任丽双 周洪涛

1.中国石油吐哈油田分公司三塘湖采油厂；2.中国石油大学（华东）

近年来，致密油气成为中国油田上产增储的主战场，体积压裂是致密油藏开发的有效手段［1-3］。随着弹性开采时间的增加，地层能量逐渐减少，单井产能逐步降低，如何有效补充地层能量、改善供液能力、提高单井产能是科研人员面临的重要挑战［4］。三塘湖马中致密油区块处于马朗凹陷P2t大型地层岩性圈闭的东端。该区块呈南东高北西低之势，整体形态为斜坡，圈闭面积37.8 km2，圈闭幅度900 m，高点埋深为2 000～2 900 m，储层厚度为10～30 m，孔隙度为 8.4%～19.1%，渗透率为 0.1～1.0 mD，含油饱和度65%～80%，裂缝和微孔隙发育。原始地层压力为22.8 MPa，地层温度为60.9～70.7 ℃，属正常压力、异常低温系统，储层润湿性为弱亲水。国内外研究表明，亲水油藏适合注水开发，致密油储层经过体积压裂后，形成复杂缝网，适合通过注水吞吐提高采收率，长庆、大庆等油田先后在致密油藏进行了注水吞吐试验，主要提出了大液量吞吐和分段吞吐的理念，取得了成功，但在机理研究、注水吞吐影响因素分析和规模推广应用方面还存在不足［5-16］。结合马中致密油藏岩心室内实验和现场多轮次注水吞吐试验情况，重点开展了马中致密油藏注水吞吐机理和影响因素分析研究，认为储层亲水性越强，孔隙体积越大，吞吐水量越大，吞吐效果越好；结合马中致密油藏注水吞吐特征曲线分析得出，保压或提压有利于改善吞吐效果；同时提出随着多轮次注水吞吐的进行，岩石孔喉表面水膜厚度不断增加，最终会发生水锁，解释了多轮次注水吞吐后含水上升及效果减弱的现象。

1 开发现状及认识

马中致密油藏于2014年开始建产开发，截至2017年底，水平井井数为105口，日产原油800 t，综合含水为25.7%，采油速度为1%，采出程度为1.2%。马中致密油产量占据三塘湖油田总产量的二分之一。

马中致密油藏总体发育3套含油层系，其中马56区块油层发育稳定，油层钻遇率75%左右，同时致密油含油饱和度高（65%～80%），实施水平井体积压裂措施后，形成复杂缝网，压裂液首先置换裂缝系统中的油，其次置换孔隙里的油，生产过程中表现为见油快，开井3～5 d即见油，见油时压裂液返排率小于5%［5］。相关性分析表明，累计产量与全烃显示和入井液量呈正相关，相关系数均大于0.8［5-6］，表明突出“甜点”段加大入井液量，投产效果好。由此认为，在马中致密油藏注水吞吐过程中加大吞吐液量［7］，也能进一步改善吞吐增产效果。

2 注水吞吐效果分析

2.1 先导试验效果

在马中致密油藏注水吞吐先导试验初期，能取得压裂投产同样的增产效果，平均单井日增油10.3 t，平均单井累计增油805 t。取得好效果的原因分析如下：一是致密油储层含油饱和度高，为65%～80%；二是致密油水平井实施体积压裂改造后，储层流体通道形成缝网，注入水与储层接触面积大，油水交换快、充分；三是致密油储层具有亲水性，渗吸作用排出基质原油，含水下降快，注入水回采率低。2015—2016年注水吞吐效果见表1。

以马56-27H井为例，该井油层钻遇率76.9%，2014年12月分10段压裂投产，水平段长872 m，入井液量13 415 m3，初期日产油15 t，吞吐前累计产液7 073 m3，累计产油4 947 t；注水吞吐前日产油2.7 t，含水13%。2016年5月开始注水，累计注水16 027 m3，确保本井注采比达到1.0以上，7月10日开始闷井，闷井9 d后开井，自喷生产，3 d后含水下降至30%以下，初期日产液34.4 m3，日产油22.4 t，含水为23.3%，累计增油1 500 t，有效期超过半年（见图1）。

表1 马中致密油藏2015—2016年注水吞吐井效果统计Table 1 Effect of cyclic water injection wells in Mazhong tight oil reservoir during 2015—2016

图1 马56-27H井注水吞吐生产曲线Fig. 1 Production curve of Well Ma 56-27H during cyclic water injection

2.2 注水吞吐特征曲线分析

马中致密油藏注水吞吐主要采用压裂泵车或水泥车注入方式，一般白天注水，晚上停注，采取脉冲式循环注入方法。注入压力变化曲线形态分可为3种类型：稳定型、持续上升型、陡变型（见图2）。不同曲线形态反映出不同储层类型，注水吞吐后生产特征也不相同。

图2 马中致密油注水吞吐特征曲线Fig. 2 Characteristic curve of cyclic water injection in Mazhong tight oil reservoir

（1）稳定型。开泵注水过程中，压力缓慢上升至最高后趋于稳定；关井后，压力平稳下降。对应的生产特征表现为压力稳定时间越长，稳产时间也越长，增产量就越高，平均有效期达200 d，平均单井累计增油达850 t。这类井水平轨迹位于油层中部，油层厚度15～20 m区域，物性较好，注水过程中压力扩散快。

（2）持续上升型。开泵注水后，压力缓慢上升未达到最高值；关井后，压力下降快。吞吐后对应的生产特征表现为自喷时间短，含水下降慢，递减快，增产量中等，平均有效期170 d，平均单井累计增油720 t。这类井位于油藏边界，油层厚度10～15 m的区域，物性中等，注水过程中压力扩散慢。

（3）陡变型。开泵注水后，压力陡升；停泵后压力下降慢，压力不扩散。吞吐后对应的生产特征表现为几乎没有自喷期，含水下降慢，但递减快，增产量少，平均有效期110 d，平均单井累计增油530 t。这类井位于油藏边界，油层厚度小于10 m，物性偏差，投产压裂时缝网改造不充分。

2.3 影响因素分析

根据统计数据分析，马中致密油藏注水吞吐与吞吐水量、注入压力及水平段位于油层的位置有一定关系。数据拟合表明累计产油量与入井液量（压裂液+吞吐水量）呈正相关性（见图3），表明提高入井液量可以提高地层能量，延长有效期。因此，现场试验单井设计注水吞吐量一般为前期采出量的1.0～1.5倍。

图3 马中致密油累计产油量与入井液量相关性Fig. 3 Correlation between the cumulative oil production of Mazhong tight oil reservoir and the fluid volume injected into the well

分析同类型井注水吞吐增产量与注入压力关系，发现当注入压力达到48 MPa以上时，单井增产量均超过800 t（见图4），注入压力达到48 MPa时属于超地层破裂压力状态，此时注水会促使老缝的开启程度增加，并产生新的微缝，缝网密度加大，扩大了油水置换面积。

对水平井轨迹在储层不同位置的井吞吐效果进行统计分析，得出水平段轨迹位于油层中上部的井注水吞吐效果好于水平段轨迹位于油层下部的井，水平段轨迹位于油层中上部的井注水吞吐有利于缝网内油水重力分异作用的发挥（见图5）。

图4 马中致密油同类型井累计产油量与注入压力相关性Fig. 4 Correlation between the cumulative oil production of the same type of wells from Mazhong tight oil reservoir and injection pressure

图5 同等注采比水平段位置对吞吐效果的影响Fig. 5 Effect of the position of horizontal section on the cyclic water injection at the same injection-production ratio

注水吞吐期间较高的施工压力将使喉道水膜变薄，在驱动压力和毛管力双重作用下，水进入基质排油，即动态渗吸，提高水油置换效率（见图6）。

图6 多孔介质中孔喉驱动压差与水膜厚度关系Fig. 6 Relationship of the driving pressure differential of pore throat in porous medium vs. the thickness of water film

马中致密油藏经过多轮次注水吞吐后换油效率逐渐降低，递减加快，年递减达到70%。主要原因是对于纳米级孔喉储层，基质和裂缝表现为两套压力系统，基质压力不断升高，在阶段生产末期裂缝低压，多轮次吞吐渗吸置换效率将逐步降低。原因分析如下：（1）亲水岩石在毛管力作用下，水膜不断变厚，含水饱和度增加，毛管力变小，渗吸作用变弱，最后喉道完全被水占据，发生水锁，丧失渗吸能力；（2）随着基质压力的提升，多轮次吞吐注入将越来越困难，采油井含水将逐渐上升（见图7）。

图7 亲水基质孔隙渗吸置换过程示意图Fig. 7 Schematic replacement process of pore imbibition in water wetting matrix

3 机理探讨

注水吞吐主要有3个方面的作用：增加或者保持地层压力，裂缝内流体的重力分异作用，毛细管力的吸水排油作用。注水阶段，储层将大量注入水吸入缝面小孔隙和基质微孔并滞留在其中，从而将孔隙和微孔中的原油驱到高渗区，而注入水部分进入并驻留在低渗孔道，实现水油渗吸置换。

对取自马56-12H井16块、马56-15H井33块共49块岩心进行润湿性实验，结果为相对润湿指数0.18～0.48，平均值为0.37，储层原始润湿性为弱亲水-亲水特征（图8）。同时，在马中致密油藏所钻的水平井均采取分段大规模体积压裂方式投产，受压裂液作用后，储层润湿指数增加，增加幅度50%～61.2%，储层亲水性增强（图9）。

图8 马中致密油岩心润湿指数Fig. 8 Wettability index of cores taken from Mazhong tight oil reservoir

驱油实验结果表明（岩心参数见表2），岩样亲水性越强，采出程度越高，注水开发效果就越好（图10）。马中致密油储层岩石润湿性质有利于注水吞吐，注水吞吐过程主要发挥重力置换和渗吸置换2种作用机理。

图9 压裂前-压裂后的马中致密油藏岩心润湿指数对比Fig. 9 Comparison of wettability index of cores of Mazhong tight oil reservoir before and after the fracturing

表2 马中致密油储层岩心物性参数Table 2 Physical property parameters of cores taken from Mazhong tight oil reservoir

图10 马中致密油储层不同润湿性岩心水驱采出程度曲线Fig. 10 Degree of reserve recovery of cores with different wettability of Mazhong tight oil reservoir by water flooding

从室内静态渗吸实验结果可以看出，马56-12H井的岩心渗吸速度快（岩心参数见表3），24 h渗吸交换量达到88%，之后渗吸速度明显降低，最终静态渗吸采收率达到53%（图11）。在实际生产过程中，无论是经过压裂还是在注水吞吐后，闷井24 h后即可见油，也能佐证马中致密油储层渗吸、交换速度快这一特点。

4 结论与建议

（1）马中致密油藏属于弱亲水-亲水性油藏，适合注水吞吐，现场试验取得了良好的增产效果，是一种提高采收率新的有效的开发方式，吞吐效果与孔隙体积、渗透率、注入量等因素呈正相关性。

（2）现场多轮次试验证实，随着注水吞吐轮次的增加，增油效果逐步减弱，同时产量递减和含水上升加剧。多轮次吞吐后期可考虑在注水吞吐过程中采用大排量提压注水或重复压裂，促使隐性缝的开启或产生新的裂缝，扩大渗吸体积，减缓产量递减。

表3 马56-12H井岩心物性参数Table 3 Core physical parameters of well Ma56-12H

图11 马56-12H井岩心渗吸采收率与时间关系（重新饱和油）Fig. 11 Relationship of imbibition recovery factor velocity of cores in Well Ma 56-12H vs. time （resaturated oil）