鄂尔多斯盆地特低渗油藏合理注水强度研究——以樊学油区长8油藏为例

李留杰，党海龙，贾自力，冯婷婷，石立华，杨宏拓，江晨硕.

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710065;2.陕西省二氧化碳封存与提高采收率重点实验室，陕西西安 710075;3.新疆大学纺织与服装学院，新疆乌鲁木齐 830046)

鄂尔多斯盆地长8油藏是典型的特低渗透油藏[1,2]，目前人工压裂与注水开发是该类油藏的主要开采方式[3]。其中注水井的注水强度是影响采油井稳产增产的关键因素[4,5]。注水强度过低，则地层能量不足，无法保证产能。注水强度过高，则容易导致注入水沿着裂缝方向窜流导致生产井水淹水窜[6]。因此研究特低渗透油藏注水井合理注水强度是保证该类油藏有效开采的重要举措。

本文以鄂尔多斯盆地中西部的樊学油区某区块为研究对象，选取岩心进行高压压汞实验和启动压力梯度实验来认识储层物孔喉特征及流动特征，并基于此得到油水相渗曲线及启动压力梯度与渗透率的关系[7,8]。在此基础上建立了该区块的数值模型，经历史拟合后设计模拟了不同注水强度的注水方案，通过与该区实际注水强度下的生产井见效情况进行对比后，得到了该区长8特低渗透油藏合理注水强度。

1 区块概况

本文研究对象为樊学油区某区块，研究区处在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部，为东高西低的单斜构造，地层倾角0.5°～1.0°，构造较为平缓，未见断层或其他应力类型构造。研究区面积5.9 km2，主要开发层系为下组合长8油层，原始地层压力15.2 MPa，压力系数0.6～0.7，储层平均孔隙度为7.9%，平均渗透率0.45×10-3μm2，储量丰度45×104t/km2，属于低压特低孔渗低丰度油藏。

该区自2006年投入开发，油井初产平均1.2 t/d，平均含水16%，投产后产量开始逐渐递减，2010年以后逐渐部署注水井，本文选取研究区块内共有采油井45口，注水井13口，目前单井平均产油0.51 t/d，综合含水35%。

2 高压压汞实验分析

选取该区块长8油层6块岩心进行高压压汞实验，实验结果如图1所示。从图中可以看出，中间进汞段可以近似看成多个平缓段，说明该区长8油藏孔喉大小发育不集中，分选性较差。同时排驱压力(0.58 MPa)较大，饱和度中值压力(8.8 MPa)较大，孔喉半径最大值1.66 μm，平均值仅为0.32 μm，区块岩样孔喉物性较差。

图1 高压压汞实验结果曲线图

根据参考文献[9,10]，综合应用Brooks_Corey模型，Purcell模型，Burdine模型，可以计算得到岩样的油水相渗曲线。

图2 高压压汞实验计算油水相相对渗透率曲线

3 启动压力梯度实验分析

低渗透油藏存在启动压力梯度，通常认为岩心渗透率越低，启动压力梯度越大[11,12]。为了研究启动压力梯度与岩心渗透率的关系，选取本区内多块气测渗透率不同的岩心进行启动压力梯度实验，分别测定各不同渗透率岩心的启动压力梯度，从而得到岩心样品启动压力梯度λ与渗透率K的关系曲线(图3)，从图3中可以看出，启动压力梯度与渗透率呈现幂函数的关系，岩心渗透率较大时，启动压力梯度值较小，近乎为0，而当渗透率逐渐降低时，启动压力梯度则会迅速增大。

图3 启动压力梯度与渗透率的关系曲线

4 区块数值模型

为了模拟计算本区块的合理注水强度，应用新型数模软件tNavigator建立了该区块的数值模型，模型中启动压力梯度随渗透率分布的变化而变化，切满足上述实验得到的幂函数关系，更加符合特低渗透油藏渗流特征。油水相渗数据采用上述高压压汞实验得到的相渗曲线，其余原油及地层参数见表1，模型初始化后饱和度分布见图4。

表1 区块原油及地层参数表

图4 区块数值模型含油饱和度初始化分布及人工裂缝示意图

tNavigator可以方便地表征人工裂缝[13,14]，所选区块长8油藏油水井中有43口采油井，1口注水井进行了人工压裂，根据区块的压裂设计资料反算该区块的人工压裂参数，具体参数见表2。

表2 区块模型人工裂缝参数表

对该数值模型进行历史拟合，拟合指标包括全区累产，含水以及单井日产，含水指标等，通过合理调整模型参数，在区块整体生产指标拟合的基础上，对单井生产数据进行拟合，共计拟合上生产井39口，拟合程度达到86.7%。

图5 区块含水拟合曲线

5 注水井合理注水强度

油藏工程确定合理注水强度的方法有多种，如采油速度法[15]，经验公式法，毛管力计算法[16]等，应用三种不同的方法计算得到合理注水强度的值分别为1.35，1.56，1.62，差异不大，三者求平均值得到理论注水强度值为1.51 m3/(d·m)。

统计该区块注水井目前实际注水强度分布在0.2～1.5 m3/(d·m)之间，主要分布在0.4～0.8 m3/(d·m)之间。以此结合理论注水强度与实际注水强度，应用已经建立的区块数值模型，模拟不同注水强度下的开采指标，油井采用定压模拟方式，每个方案模拟50年，共模拟9个注水强度方案，见表3。

表3 注水强度设计表

图6 不同注水强度下相关参数模拟结果对比

对比不同的注水强度下的模拟相关参数，发现采出程度、含水率、地层压力保持水平均与注水强度呈正相关。其中在低注水强度(0.2～0.8 m3/(d·m))时，模拟终期采出程度对应9.1%～13.1%，模拟终期含水率39%～73.6%，地层压力11.6 MPa～12.5 MPa；继续增加注水强度(1～1.5m3/(d·m))，模拟终期采出程度13.9%～15.6%，模拟终期含水率79.5%～87.1%，地层压力12.7 MPa～13.4 MPa，采出程度和含水率较低注水强度时，增幅较大，说明在低注水强度(0.2～0.8 m3/(d·m))时，由于注水强度较低，采油速度较慢，模拟50年时，仍有大量剩余油未采出；继续增加注水强度(1.7～1.9 m3/(d·m))时，模拟终期采出程度(15.6%～15.9%)和含水率(88.6%～89.9%)，较注水强度为1.5 m3/(d·m)时，增幅不大，说明在注水强度达到1.5 m3/(d·m)时，注水强度对采收率的影响已经达到极限，继续增加注水强度对采出程度的影响并不大。

图7 4118-1生产井注采曲线

以本区一口见效井为例，4118-1于2009年12月投产，初期日产油0.81 t/d，含水10%，在开采前期(2009.12—2013.8)产量呈现衰竭式递减，直到0.33 t/d，此后(2013.9—2015.9)产量开始缓慢回升，2015年10后产量开始波动式上升，增幅明显。目前该井平均日产油0.99 t/d,平均含水24%。从注水曲线来看，该生产井周围共有三口注水井，均在2011—2013年间投入注水，晚于生产井开采时间。其中4118-2在2014年前平均日注水7.2 m3/d，对应视注水强度0.81 m3/(d·m)，2014年以后平均日注水11 m3/d，对应注水强度1.21 m3/(d·m)；4118在2015年前平均日注水2.8 m3/d，对应注水强度0.31 m3/(d·m)，之后平均日注水4.9 m3/d，对应注水强度0.54 m3/(d·m)；4103-1在2016年前平均日注水4.9 m3/d，对应注水强度0.45 m3/(d·m)，之后平均日注水7.8 m3/d，对应注水强度0.72 m3/(d·m)；可见该生产井周边注水后逐渐见效，逐渐增加注水强度，产量见效愈加明显。

通过统计该区注水以来采油井的实际增产见效情况(有其他增产措施的井除外)，共统计采油井39口(图8)，可以看出整体上该区块注水前后日产油比值(注水后/注水前)与吸水强度呈现正相关，该区块大部分生产井对应在低注水强度下，注水前后日产油比值主要分布在0.5～1.5之间，说明部分井在注水后仍处于递减状态，而高注水强度下的井，注水前后日产油比值在1.5～2之间，注水见效效果明显好于低注水强度下。可见本区目前整体注水强度偏低，注水见效特征整体不明显，应该逐渐增加该区注水强度。

图8 本区采油井实际增产倍数与对应注水井吸水强度统计图

6 结论

(1)采用高压压汞实验明确了该区块储层孔喉分布非均质性较强，孔喉平均值仅为0.32 μm，孔渗物性较差基本特征。启动压力梯度实验明确了该区流体流动的非线性流动特征，并拟合实验数据得到本区启动压力梯度与渗透率的幂函数关系表达式。

(2)应用新型数值模拟软件tNavigator建立了本区块的数值模型，该模型更加符合特低渗透油藏渗流特征；进行历史拟合之后模拟了本区不同注水强度下的开采指标，通过与本区实际注水强度下的生产井见效情况验证了模型的正确性；本区目前整体注水井的注水强度主要分布在0.4～0.8 m3/(d·m)之间，注水前后日产油比值主要分布在0.5～1.5之间，生产井整体见效不明显，本区合理注水强度1.0～1.5 m3/(d·m)之间，应该逐步增加该区块的注水强度。

(3)本文综合应用实验方法，油藏工程方法，数值模拟方法及与实际油井见效情况对比确定了区块的合理注水强度，对其他区块特低渗透油藏的注水开采具有借鉴意义。