碳酸盐岩缝洞型油藏高压注水关键影响因素实践

付亚飞，李 璐，侯献海，赵 洋，李柏颉

(中国石化西北油田分公司 采油二厂，新疆 轮台 841604)

塔河油田碳酸盐岩油藏地质特征复杂，其属于改造型油藏，经过多期次的构造运动和溶蚀作用，发育特有的缝—洞型结构储集体系统，其储集空间在横向展布和纵向发育上具有特殊规律性，储层具有极强非均质性，不同缝洞系统可能具有不同的能量特征[1-3]。在油田开发过程中，通过注水方式补充地层能量，注水替油吞吐生产是常用开发方法[4]。单井在经历多轮次注水替油后，由于近井剩余油减少往往导致效果变差。改变注水方式提高注水压力是单井常规注水替油变差后的有效治理方式[5-9]。通过高压注水使水驱波及范围由井周走向远端储集体，同时高压可以提高储集体通道之间导流能力，动用远端低动用储量。但是由于对高压注水的流动过程、关键影响因素认识不清，导致高压注水有效率难以得到保障。基于在封闭双系统离散介质模型中表征注采过程与地质地质体资料分析，对高压注水的影响因素综合分析，建立有利模式，规避不利因素，同时结合地质特征利用体积雕刻法，对计算出动态储量规模进行校正，指导缝洞型油藏高压注水选井标准及潜力分析。

1 碳酸盐岩缝—洞型油藏高压注水技术难点

1.1 注采过程难以量化

由于高压注水扩容注采过程近—远端储集体之间油水流动复杂，难以定量化表征注采参数。前期针对高压注水注入过程是否波及远端未动用储量认识不清，难以定量化分析。

1.2 储集体发育对高压注水影响认识规律存在难点

近端—远端两套储集系统发育规模与发育相对位置对高压注水效果有着至关重要作用，但目前由于储集体发育规律性复杂，因素分析与手段不完善，导致前期对高压注水效果影响不清。

1.3 远端剩余储量规模难以量化

前期通过注水指示曲线走平之后的曲线形态与变化特征分析并计算远端储量规模，由于储集体发育特征、形态未能精细表征，且计算忽略岩石压缩系数等关键参数，导致远端储量计算存在较大误差，难以指导高压注水潜力再分析。

2 注采流体流动过程表征

以封闭双系统离散介质模型为基础(图1)，描述注水过程和生产过程中的压力变化。已知油井产量(注入量)(采出井q(t)为正值，注水井q(t)为负值)，它等于溶洞1弹性能释放(储存)以及这两套溶洞储集体之间的流体交换量。

图1 封闭双系统模型

这两套溶洞储集体的流体交换量取决于它们的混和流体交换指数。忽略压力波从溶洞1到溶洞2的传播过程，则它们之间的流体交换量为Qex,其中流体从溶洞2流向溶洞1时Qex为正，流体从溶洞1流向溶洞2时Qex为负,

(1)

式中,q为油井产量(注入量)，m3;t为时间,h;N1为近井体积，104m3;Ct1为溶洞 1的综合压缩系数，MPa-1；p1、p2、pf为地层压力,MPa;dp1/dt为压力跟时间的导数变化关系;Qex为流体交换量，m3；J为混合流体交换指数，m3/d·MPa；k(pf(t))为裂缝在压力为pf时对应的渗透率；k0为裂缝在闭合压力p0时对应的渗透率。

裂缝内的相对渗透率曲线呈对角线型，混合流体交换指数为

(2)

式中，μo、μw为油和水的黏度，mPa·s；fw为通过裂缝储集体的水相分流量。

应力敏感渗透率变化倍数指数式为

(3)

式中,α为应力敏感系数，MPa-1；p0为裂缝闭合压力，MPa。其初始条件为p1(0)=p1，p2(0)=p2。

通过联立方程进行差分法求解，建立两个溶洞系统压力随注入量/采出量的关系方程为

(4)

(5)

通过注入/采出过程中的小时注入量/产液量，根据上述公式可求得各储集体压力随时间的变化关系[10-14]。

3 关键影响因素分析

通过矿场高压注水扩容井实际数据统计，同时基于地震体资料，识别储集体发育特征、储集体间相对关系。基于封闭双系统离散介质模型公式拟合计算注入和采出过程中的储集体参数，结合生产特征，综合分析影响高压注水扩容效果关键因素发现，储集体规模与发育特征、储集体间流体交换指数、井储关系、区域充注背景等因素对高压注水扩容效果有着极其重要影响。

注采过程拟合可计算储集体参数，主要包括注入与采出两个过程参数计算。

3.1 储集体发育规模及特征

在前期分析注水效果及影响因素过程中，多分析远端储集体发育特征，认为远端储集体发育，具有有利油气储集空间，高压注水会有较好效果，但通过现场实际数据统计与效果分析发现，近、远端储集体发育特征及规模对高压注水效果均有着至关重要的作用(表1)。

表1 储集体特征参数及效果

(1)井—洞—缝—洞模型。近井溶洞型储集体，远端同时有一定规模，如图2所示，生产表现产油或油水同出。提高压力注水，水体波及远端溶洞，关井期间油水在两套储集体之间进行重力置换，开井生产增油效果较好。

图2 井—洞—缝—洞模型

(2)井—缝—洞模型。若近井裂缝型储层，远端储集体发育溶洞型，如图3所示，生产具有排水特征，具体表现为初期排水。高压扩容注入水在远端储集体发生置换，但由于近井储集体为裂缝，规模有限，无法与远端储集体进行有效油水置换，导致开井生产具有排水特征，多轮次高压注水后表现油水同出。

图3 井—缝—洞模型

(3)井—缝—缝模型。如图4所示，若远端储层同为裂缝发育特征，则表现为生产快速供液不足，且多为水。近井与远井储集空间有限，高压注水波及到的远端储量规模小，且无法进行有效置换，不适宜实施高压注水扩容。

(4)井—洞—缝—断裂模型。如图5所示，若远端储集体为沟通断裂，由于断裂储集体空间规模大，造成注水水量需求大，能否有效置换剩余油则视断裂油气富集情况会有不同生产特征。

图4 井—缝—缝模型

图5 井—洞—缝—断裂模型

3.2 系统间流体交换指数

以封闭双系统离散介质模型为基础，通过常规注水指示曲线及注入/采出前油井状况，计算近端储集体溶洞1储量N1，压力p1，通过注入/采出过程小时注入/采出液量变化，拟合远端储集体溶洞2储量N2，压力p2及注入/采出指数J1/J2(表2)。

表2 交换指数与生产效果

注入过程与采出过程参数的差异表明流体在储层中流动特殊差异性，反应油水在储集体中流动信息，通过对高压注水注采过程中交换指数拟合计算发现：

(1)流动过程J1>J2，生产增油效果较好。注入过程的流体交换指数J1大于生产过程的流体交换指数，表明注入过程有水通过裂缝储集体流入溶洞2，而生产过程有油流入了溶洞1，是高压注水扩容有利模式，

(2)流动过程J1

(3)注入过程J1≈J2，生产过程J1≈J2，通常生产表现油水同出，注入过程的流体交换指数接近或等于生产过程的流体交换指数，说明注入过程和生产过程通过裂缝储集体的流体性质比较一致，需对剩余油潜力进行进一步分析。

3.3 储集体相对位置关系

高压注水扩容期间注入水是否与其波及到的远端剩余油进行有效重力置换是影响效果的关键因素之一，而能否进行有效置换与储集体之间相对位置有关(表3)。

表3 储集体相对位置与生产效果

(1)远端储集体与近端储集体平行分布。部分注入水波及到溶洞2后，在溶洞2中进行有效重力置换，但由于油水界面原因，生产会表现初期采油，能量下降到一定程度后溶洞2油水界面升高，出现高含水特征，如图6所示。

图6 储集体相对平行分布示意图

(2)远端储集体位于近端储集体侧上方。注入水波及到溶洞2后，溶洞1与溶洞2直接无法进行有效油水置换，通常会导致油体进入溶洞2，水体进入溶洞1，表现开井生产则高含水，如图7所示。

(3)远端储集体位于近端储集体侧下方。注入水波及到溶洞2后，溶洞1与溶洞2通过裂缝进行有效油水置换，水体进入溶洞2，大部分油体进入溶洞1，表现为生产增油效果好，如图8所示。

图7 远端储集体位于近端储集体上方示意图

图8 远端储集体位于近端储集体侧下方示意图

(4)远端储集体位于近端储集体正下方。注入水波及到溶洞2后，溶洞1与溶洞2通过裂缝进行有效油水置换，水体进入溶洞2，在能量允许范围内溶洞2油体不断进入溶洞1，直至溶洞1被油体充满，表现为生产有效期长，增油效果好，如图9所示。

图9 远端储集体位于近端储集体正下方示意图

分析认为远端储集体发育相对近端储集体中下部，两套储集体之间可进行油水有效置换为缝洞型油藏高压注水有利模式，远端储集体发育近端储集体上部为不利模式。

通过利用地震体资料和封闭双系统离散模型公式，对矿场实际高压注水扩容井进行储集体特征分类及相对关系识别、近远端储集体参数计算、储集体间交换指数拟合等关键因素综合分析，建立有利模式。

4 远端储量规模定量化计算方法

远端储量规模大小对油井是否具有高压注水潜力具有决定性作用，前期针对高压注水远端剩余油判断多为定性，认为区域油气充注背景好，储量规模基础大，高压注水效果较好，相反充注背景差区域高压注水效果差，未定量化表征。现利用油藏工程法与地质建模校正法，形成两套较为准确计算远端储量规模方法。

4.1 通过离散模型公式拟合计算远端储量

通过封闭双系统离散介质模型公式拟合可计算注入期间水驱波及远端储集体规模N21和采出过程远端动用规模N22(见表3)，由此初步量化远端储集体规模。

4.2 通过体积雕刻法计算远端储量规模

体积雕刻法计算储集体规模步骤：

(1)通过对地震数据体提取，利用petrel进行地质体建模，在深度域下进行体积扫描，得出近远端储集体扫描体积N01和N02。

(2)根据区域平均有效孔隙度与含油饱和度计算储集体规模

N=N0S0φ.

(6)

最终得出近端储集体规模N1和远端储集体规模N2。

图10 XX井体积雕刻示意图

(3)通过常规注水指示曲线或能量指示曲线计算近端储集体规模N′1，通过对比校正建立N′1与N1关系

N′1=AN1.

(7)

式中，A为校正系数。

(4)根据校正系数A最终求取远端储集体规模N′2=AN2。

5 结 论

(1)注采过程中注入指数大于采出指数表明高压注水扩容波及油体可以有效采出，近端储集体有一定程度发育，被置换到近井剩余油有一定存储空间，远端储集体位于近端储集体中下方使其油水进行有效置换，远端储量有一定规模且剩余油丰富。

(2)规避远端储集体相对近端储集体在侧上方位置高压注水井，规避计算出远端储集体规模过大，一般大于100×104m3，认为远端储集体可能沟通断裂且能量亏空大，水量需求过大且无法采液。