碳酸盐岩缝洞型油藏注水井储量损失原因及治理对策
——以塔河油田A区为例

郭 媛

(中国石化西北油田分公司采油二厂,新疆轮台 841604)

碳酸盐岩缝洞型油藏是以缝洞储集体为主要控藏因素,经历了多期构造运动及古岩溶作用而形成的一种复杂油气藏系统[1-2]。缝洞型油藏储渗空间与砂岩油藏存在着较大差异,主要由大小不等的溶洞、孔洞以及裂缝组成,储集体空间分布随机性强,储层非均质性强,油水关系复杂,开采难度大,产能递减快[3-5]。

塔河油田A区位于塔里木盆地北部沙雅隆起阿克库勒凸起南部,以中下奥陶统碳酸盐岩为主力产层,缝洞关系复杂,井周缝洞系统储量高效动用难度大,单井采出程度低[6-9]。随着油藏的持续开发,能量不足井多通过单井注水替油提高采出程度[10-12]。近年来,单井注水替油失效井逐年增加,对于常规注水失效井通过注气三采等方式可得到有效治理,但储量损失井治理效果不佳。目前,塔河油田A区储量损失井56口,失控储量3 218×104t,损失日产722 t。因此需要结合油藏工程定量化分析,开展建模数模一体化精细研究,深化开发规律认识,分析储量损失的本质原因并制定合理的开发对策,从而提高储量动用。

1 储量损失原因及治理对策

在地质特征及生产动态分析基础上,结合油藏工程方法,动静结合,开展地质建模,明确缝洞体空间配置关系,建立数值模拟模型,完成储量和生产动态历史拟合,研究剩余油分布以及导致储量损失的根本原因,深化开发规律认识,并给与相应的治理对策,提高单井储量动用。研究表明,注水井储量损失主要分为远端储量损失和体内储量损失两大类。远端储量损失即双系统模型中因应力敏感导致裂缝闭合或者受启动压力影响导致远端无法供液,从而造成远井系统储量损失(图1a)。体内储量损失即单系统模型中储层内部结构复杂,体内存在高导流裂缝,裂缝油水置换差,导致缝中存水率高,两相流情况下,由于流动性差异,屏蔽井周剩余油,造成井周储量损失(图1b)。

图1 注水井储量损失模型

1.1 远端储量损失原因

远端储量损失在地质特征上表现为井周存在多套储集体,储集体间依靠裂缝沟通;生产特征表现为初期远端储集体存在供液现象,动态波及储量较大,注水后周期变短,动态储量急剧减小。

目前远端储量损失原因主要分为两类,即应力敏感和启动压差。

1.1.1 应力敏感

由于压力下降导致裂缝闭合,远端储量无法动用造成储量损失,该类井需要重新开启裂缝或者短半径侧钻动用远端储量,提高储量动用程度。

以W236井为例,通过能量指示曲线和注水指示曲线定量化计算W236井各个生产阶段动用储量(表1)。从表中可以看,W236井自喷和机抽生产期间远端储集体有一定供给,在合理液量和压差下能够长期生产,阶段动态拟合储量达250×104t。由于裂缝存在应力敏感,随着机抽和电泵的高液量、高采速持续生产,地层压力逐渐降低,裂缝发生一定程度闭合,导致远端供给变差,造成储量损失,在注水阶段计算波及储量仅30×104t,并且第三、四轮次注水后生产高含水,油井生产效果变差。

表1 W236井阶段波及储量

根据该井地质及生产特征,结合油藏工程定量化分析各个阶段的储量变化,借助建模数模一体化分析手段,认为该井由于应力敏感,裂缝导流能力变差,形成3套相对独立的压力系统。注水前近井储集体能量亏空压力较低(图2a),常规注水后近井储集体压力升高,但未达到裂缝开启条件,注入水在近井聚集(图2b);大规模注水后,注入水经过裂缝流向远端储集体,开井后通过高导缝被采出,导致注水开发效果变差,目前远端储集体仍有大量剩余油未动用(图2c)。即应力敏感导致远端裂缝关闭从而造成储量损失。

图2 W236井注水前后压力分布及注水后含油饱和度

综合分析建议该井首先多轮次注气动用顶部阁楼油,后期侧钻至远端储集体上部来提高整体开发效果,数模方案预测该井累计注氮气170×104m3,1年增油4 200 t。2022年该井注氮气170×104m3,开井初期日产油20 t,周期产油3 742 t,注气效果较好,与模型预测方案基本一致。

1.1.2 启动压力

注水恢复近井地层压力后,远端储集体由于压差太小无法向近井供液,需排水或者深抽降低近井压力来动用远端储量。

以W366井为例,通过能量指示曲线和注水指示曲线定量化计算W366井各个生产阶段动用储量(表2)。从表中可以看出,W366井自喷阶段动态拟合储量37×104t,转电泵后动用中深部储量,在合理液量和压差下能够长期生产,阶段动态拟合储量达167×104t。注水后波及储量200×104t,但快速失效,关井液面不恢复,分析该井储量损失主要原因为远端储集体因压差太小(启动压力)无法向近井供液。

表2 W366井阶段波及储量表

在考虑启动压力的基础上,进行了历史拟合,各项指标拟合与生产动态吻合。注水后远端储量被屏蔽导致注水变差,剩余油主要分布在远端储集体,只有当井底与远端储集体压差达到3 MPa时,远端储集体才开始供液(图3)。通过模拟明确了启动压力导致的远端无法供液造成储量损失。

图3 W366井各生产阶段流线特征

根据分析结果建议该井继续排水降低近井压力提高远端动用,数模拟合该井本轮注水5×104m3需排水1.3×104m3后见油,日产油达到预测年增油3 000 t。实际排水5 472.8 m3后见油,日产油10.8 t,含水43%,年增油2 410 t,拟合效果较好。

1.2 体内储量损失原因

体内储量损失在地质特征上表现为大多受次级断裂控制,储集体内部存在高角度裂缝,生产特征上表现为注水及生产呈定容型,注水在第三、四轮时快速失效,采出程度偏低(平均7%)。

以W398井为例,自喷开井后快速停喷,注水后快速起压,停注期间压力下降明显,多轮次注水快速失效。近井物性差导致该井开井后压力快速下降而停喷,注水后快速起压。

基于生产特征和地震雕刻体判断储层结构为溶洞和大裂缝的裂缝溶洞型,再利用生产特征和动态储量,约束张量属性的截断值,进行属性建模和耦合,对初步建立的模型精细刻画。数值模拟生产拟合中未添加高角度裂缝前拟合结果导致偏差较大,添加后拟合结果相对符合实际情况及认识,分析储集体内部高角度裂缝导水,两相流情况下,由于流动性差异,屏蔽井周剩余油是导致储量损失的根本原因。

如图4所示,该井边部和顶部还有大量剩余油,可以考虑上返酸压或者寻找有利储集体侧钻,数值模拟上返酸压和维持目前生产层位,上返酸压预测增油量4 200 t。2022年该井实施上返酸压,初期日产油33 t,年增油5 342 t,措施效果好。

图4 W398目前含油饱和度

1.3 储量损失治理对策

通过上述注水井储量损失根本原因分析,不同储量损失类型可在碳酸盐岩缝洞型油藏注水井开发过程中采取以下对策:

1)对未储量损失井,利用物质平衡方法计算合理产能,避免远端能量亏空,延长油井稳定生产时间。

2)对已损失储量井,按照不同损失类型,制定不同的治理对策,提高开发效果。远端储量损失围绕恢复远端供液为目标,主要有三个方向,补能、储层改造和控生产压差。应力敏感导致的储量损失通过重新开启裂缝或者侧钻远端有利储集体提高储量动用;启动压力影响屏蔽远端储量,通过排水或者深抽降低近井压力,提高远端储量动用。体内储量损失围绕扩大井周波及为目标,通过改层或侧钻动用井周有利储集体,堵优势通道扩大波及提高井周剩余储量动用。

总之,通过油藏工程定量化计算,融合建模数模一体化技术,在碳酸盐岩油藏剩余油分布认识的基础上,明确注水井储量损失的本质原因,并且根据平面上和纵向上剩余油类型、分布特征及规律,制定不同储量损失类型治理措施,改善开发效果。实践证实了治理对策有效性好,与模拟方案吻合。

2 不同影响因素敏感性测试

2.1 应力敏感的影响

基于溶洞-裂缝-溶洞双系统基础模型,建立5个模型,其裂缝段传导率倍数随压力变化曲线如图5a所示,从模型1到模型5裂缝段在同一压力下导流能力依次变强。

图5 不同模型裂缝段导流能力及累计产油量曲线

通过60个月的模拟,得到不同模型累计产油量曲线,如图5b所示,经过分析,随着裂缝段相同压力下导流能力增强,相同时间下的累计产油量也明显增加。

2.2 启动压力的影响

基于溶洞-裂缝-溶洞双系统基础模型,建立5个模型,其第2套储集体到第1套储集体的启动压力分别为0、3、6、9、12 MPa。

通过36个月的模拟,得到不同模型的含水率随采出程度的变化曲线(图6)、第1套储集体采出程度随时间变化曲线(图7a)和第2套储集体采出程度随时间变化曲线(图7b)。

图6 不同模型含水率随采出程度的变化曲线

图7 不同模型第1套及第2套储集体采出程度随时间变化曲线

经过分析,启动压力在0～9 MPa范围内,值越大,采出程度越高,含水率越低、效果越好;启动压力为12 MPa时,生产井关井前仍未得到第2套储集体的能量补充。

2.3 高角缝位置的影响

基于单洞基础模型建立3个模型,其高角缝分别距离井0、20、40 m,贯穿溶洞,裂缝底部连接70倍HCPV水体。高角缝的渗透率为1 500×10-3μm2,纵向传导率倍数为10,高角缝所在网格的孔隙度为1%。通过24个月的模拟,得到不同模型在第24个月的含油饱和度场图(图8)。

图8 不同位置高角缝模型生产后第24个月含油饱和度特征

通过研究不同位置高角缝模型含水率与采出程度关系曲线(图9),相同采出程度下,高角缝位置距离生产井越近,生产井见水越快,建议对近距离高角缝采取堵水措施。

图9 不同位置高角缝模型含水率与采出程度关系曲线

3 结论

1)储量损失分为远端储量损失和体内储量损失两类:远端储量损失的本质原因是应力敏感和启动压差;体内储量损失本质原因为内幕结构复杂,存在高导流裂缝。

2)针对远端储量损失以恢复远端供液为治理目标,主要有三个方向,补能、储层改造和控生产压差;针对体内储量损失主要以扩大井周动用为治理目标,主要有改层、侧钻和堵水三个方向。

3)敏感性测试表明,裂缝的导流能力越强,采出程度越高;启动压力在0～9 MPa范围内,值越大,采出程度越高;高角缝位置距离生产井越近,生产井见水越快。