合水地区致密油油藏注水井转采实施效果分析

熊 熙

(西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安 710065)

合水地区致密油油藏储层物性差，存在采油井含水突变、注水井长期注水无效等情况，造成采油井低产低效，使得部分剩余油滞留在地层中，严重影响油田采收率。目前，采油井治理手段比较单一，而注水井与采油井之间形成的有效裂缝连通，增加了储层的供液能力，在一定程度上使得注水井可以向采油井转换。注水井转采，作为一项提高采收率的开发技术，在合水地区取得了较好成果，推动了致密油油藏注水井的转采试验。转采井措施效果是研究的关键，因此探讨地层物性、压裂规模、注水量，以及见水特征对措施效果的影响，对后续油藏动态开发具有重要意义。

1 油藏概况

合水油田位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡西南部，其油层分布广、含油层系多。主力油藏长7致密油主要为半深湖背景下的砂质碎屑流沉积，储层物性差，孔隙类型以长石溶孔为主、粒间孔次之，孔喉细小，中值半径 0.09 μm，平均孔隙度8.8%，空气渗透率 0.15 mD，具有低渗、低压、低产特征；原始地层压力 14.7 MPa，压力系数0.84，储层埋深 1750 m，储层厚度15～25 m；地应力方位为NE75°，储隔层应力差值2～4 MPa，天然微裂缝发育(0.22条/m)[1]。

2 注水井转采实施效果

Z230区是合水地区长7致密油油藏的主力区块。针对水平井裂缝性含水上升，注水长期不见效的开发矛盾，从2015年起逐步开展了注水井转采措施(7口)，目前见效有6口，累产时间均已超过3个月。注水井周围油层中存在一定量的剩余油，是注水井转采后出油的物质基础[2]。

分析转采井措施效果得出，随着转采前累计注水量的增加，见油周期也不断延长，但初期日产油不断减小。G229-81、G216-75井累产天数分别是 1224 d、853 d，平均日产油分别是 1.16 t、0.88 t，取得了较好的实施效果；G217-98初产高，见油快，目前日产油 1.83 t。

3 转采井实施效果影响因素

构造-浮力模型揭示了注水井转采后出油长期发挥作用的过程。对于水润湿油层，在注水井停注后，由于压力降低，油层自吸驱油增强。较小孔隙中的油滴流到大孔隙中，合并在大孔隙中，并在大孔隙中聚集形成连续油柱。当油柱高度能够克服大孔隙中的毛管力时，便在浮力作用下向高部位移动[3]。注水井转采后改变了液流方向，提高了注入水波及效率，扩大了水驱波及体积[4]。文献也指出，逆向驱油能够克服毛管力的圈闭作用，在油层内形成高压驱替，克服贾敏效应的不利影响[5]。根据这一基本原理，实施注水井转采措施。通过对转采井储层物性、压裂改造情况、累计注水量、累计注采比、见水见效特征等因素的分析，研究各个因素对措施实施效果的影响。

3.1 储层物性

Z230区块转采井平均油层厚度 20.7 m， 平均孔隙度11.4%，平均渗透率 0.65 mD(最小 0.22 mD，最大值 1.40 mD)，平均含油饱和度55.8%，平均电阻率 57.2 Ω.m，平均声波时差为 225.6 μs/m。储层发育良好，含油性好，具有丰富的剩余油储量分布。

根据实施效果绘制了相关储层参数与转采后初产、平均日产的关系图。见图1。

图1 储层物性与单井产能的关系

从图1中看来，储层参数并不与转采后效果成正相关或负相关关系，说明措施效果还受到其他因素的影响。油层厚度、孔隙度及含油饱和度是反映储层储量物质基础的重要参数，是转采后能否增油的先决条件。结合图1(a)、图1(d)、图1(f)，确定能保证初期日产油、平均日产油在 1.0 t 以上的储层物性参数下限为油层厚度h≥19 m、孔隙度φ≥10.7%、含油饱和度So≥48%。从含油性和储层渗透性来看，初期日产油、平均日产油在 1.0 t 以上的转采井电阻主要分布在40～80 Ω·m 之间，声波时差的下限△t≥223 μs/m，渗透率K≥0.2 mD。

3.2 压裂规模

Z230区块实施的转采井通过复合射孔加爆燃投注，前期没有进行压裂改造。为了提高转采后储层的渗流能力，所有注水井在转采前均实施压裂改造措施，形成有效的渗流通道。转采井平均改造油层厚度 20.7 m，平均单井加砂量为 73 m3，平均砂比是14.6%，平均单井入地液量 659 m3。

根据实施效果绘制单位油层厚度下加砂量、入地液量和砂比、排量与初期日产、平均日产的关系图(图2)。由图2可知，单位厚度的加砂量基本上在2.5～5.0 m3之间，改造规模至少保证单位油层厚度下加砂量≥2.5 m3/m；单位厚度的入地液量至少在 21 m3/m 以上。采用“低砂比、大排量”的效果明显较好[6]，结合实施效果，以10%～15%之间的低砂比以及大于5.5 m3/min的大排量能够有效改造储层条件，反之则效果较差(如G204-93)。

图2 压裂规模与单井产能的关系

3.3 累计注水量与累计注采比

统计表明，2015年以来的注水井在转采前都进行了长时间的注水，平均注水天数达到 1478 d，平均单井注水量达到 20097 m3，平均井组累计注采比3.86，具有一定的能量基础。从实施效果来看，随着累计注水量以及累计注采比的增加，相应的排液期和见油周期开始延长，从10天延长至25天以上，其中G204-93仍未见油，但初期的日产液能力明显提高，呈现出高液量、高含水的初期生产特征。

通过绘制累计注水量、累计注采比与初期产能、含水的关系图(图3、图4)。由图3、图4可以发现两者之间存在一定的关系。随着累计注水量的增加，初期日产油呈现出先增加后递减的趋势；当注水量小于 20000 m3时，初期日产油随着注水量的增加而增加；当注水量大于 20000 m3时，初期日产油随着注水量的增加而减少。初期含水则随着累计注水量的增加一直增大，当注水量大于 20000 m3时，含水上升的幅度逐渐减小直至稳定在90%左右。随着累计注采比的增加，转采后初期日产油不断减小，初期含水则不断增大。

图3 累计注水量与初期产能、含水的关系 图4 累计注采比与初期产能、含水的关系

通过绘制累计注水量、累计注采比与半年后递减的关系图(图5、图6)。由图5、图6看出，随着累计注水量的增加，半年后液量递减率不断减小；当累计注水量大于 10000 m3时，半年后液量递减率可以减小到40%以下，表明较高的累计注水量是注转采井长期稳产的必要条件。随着累计注采比的增加，半年后液量和油量递减率均呈现出下降的趋势，较高的注采比表明井组内剩余油储量丰度大，油层未得到有效动用，实施注水井转采措施后注水井井间滞留带的原油能够持续流入井筒内，递减趋势相应减缓。

图5 累计注水量与半年后液、油递减的关系 图6 累计注采比与半年后液、油递减的关系

3.4 见水见效特征

总结了Z230区块所有注转采井对应采油井的见水见效特征：井组内对应油井平均初期单井产能为 8.81 t，投产一年后为 4.31 t，递减率达到51.1%，对应油井15口，具有注水见效特征3口，见水6口。结合措施效果评价，针对见水方向明确、注水敏感的注水井实施转采措施效果较为明显。

4 结论及认识

1)致密油油藏由于储层物性差，注采对应关系难以有效建立。大规模的水平井体积压裂改造方式虽然能够提高油井初产，但长期来看，注水不见效、递减大、裂缝性含水上升、非均质性矛盾突出等问题是制约致密油高效开发的瓶颈，因此探索裂缝性含水上升、注水敏感的注水井实施转采措施是一种重要的尝试。

2)通过对历年Z230区块致密油注水井转采措施效果的分析，认为致密油措施效果的重要因素包括储层物性、压裂改造规模、累计注水量及注采比以及见水见效特征等。在储层物性方面确定了各个参数的下限及参考范围，下步优选油层厚度h≥19 m、孔隙度φ≥10.7%、含油饱和度So≥48%，电阻在40～80 Ω·m 之间，声波时差△t≥223 μs/m，渗透率K≥0.2 mD 的优质储层。

3)压裂规模宜采用“低砂比、大排量”的改造方式,以10%～15%的低砂比以及大于 5.5 m3/min 的大排量能够有效改造储层条件，改造规模至少保证单位油层厚度下加砂量≥2.5 m3/m；单位厚度的入地液量至少在 21 m3/m 以上。

4)保证注水井转采后长期稳产的重要条件是前期的累计注水量和累计注采比，但是，较大的累计注水量和注采比，会增大注水井转采后初期的含水，排液期和见油周期相应延长，不利于快速见效。结合前期的措施效果，注水井累计注水量控制在20000 m3左右，注采比控制在3.0左右为宜。

5)通过分析井组内油井见水见效特征可知，针对注水敏感的注水井转采措施效果较好，同时应避免对应油井含水上升。