1.中国石油大学(北京)地球科学学院,北京 102249; 2.中国石油杭州地质研究院,浙江 杭州 310023; 3.中国石油塔里木油田分公司,新疆 库尔勒 841000
(1.College of Earth Sciences,China University of Petroleum(Beijing),Beijing 102249,China; 2.Hangzhou Research Institute of Geology,PetroChina,Hangzhou 310023,China; 3.Tarim Oilfield Company,PetroChina,Korla 841000,China)
carbonate rocks; fracture cavity; water injection mechanism; single well unit; connected unit
DOI: 10.13800/j.cnki.xakjdxxb.2017.0613
备注
塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩储层非均质性极强,流体性质复杂,开发难度大。注水是碳酸盐岩油气藏二次开发的主流方式,但目前依然对其注采机理缺乏系统梳理。文中结合现场注水开发实践,总结归纳了塔里木盆地奥陶系各类型油气藏注水机理及适宜的注水开发类型。分析认为对于单井单元,黑油、稠油油藏可通过注水吞吐替出剩余油,高含水油井可进行注水压锥降低含水率; 挥发性油藏通过注水保压,抑制原油脱气; 早期衰竭开发的高含凝析油凝析气藏可通过注水替出已析出的凝析油。对于多井连通井组,通过纵向替油和横向驱油可提高油藏采收率。
The Ordovician carbonate reservoirs in the Tarim Basin are of strong heterogeneity and fluid property is complex,which is difficult to develop.Water injection is the main method for the secondary development of carbonate reservoir,but now its injection and production mechanism is still lack of systematic review.In this paper,combined with the practice of field water injection,the injection mechanism of various types of oil and gas reservoirs in the Tarim Basin and the favorable water injection development types are summarized.According to the analysis,for the single well unit,concerningblack oil and heavy oil reservoir,the remaining oil can be replaced by water injection.And high water oil wells can reduce moisture content by water injection pressure cone; The volatile oil reservoir can keep the pressure by water injection to depress the degassing; the early depletion-drive development of High condensate oil and gas reservoir can replace the precipitated condensate oil through water injection.For multi well connected well group,the oil recovery can be improved by vertical displacement and lateral displacement.
引言
随着油气勘探开发技术的发展,尤其在“十二五”期间,中国在非常规油气藏勘探开发领域,特别是在碳酸盐岩油气藏研究方面取得了长足进步,塔里木盆地哈拉哈塘油田、四川盆地龙岗气田、鄂尔多斯盆地靖边气田等大型油气田高效可持续二次开发受到前所未有的重视,开发进程获得重大突破[1-5],但由于技术理论尚不系统,导致目前总体采收率未达预期目标。对于中国储量巨大的碳酸盐岩油气藏[6-8],不断提高采收率是油气田开发的重要使命,采取合理、高效、经济的二次开发方式,对中国油气开发战略具有十分重要的现实意义。
目前塔里木盆地奥陶系油气藏主力区块基本步入二次开发阶段,在多种开发方式中,注水作为缝洞型碳酸盐岩油气藏二次开发的主流方式[9-10],技术相对成熟,成本较低,提高采收率效果显著,得到了研究和实际工作的高度重视。塔里木盆地奥陶系油气藏类型多样,虽然目前普遍进行了注水开发,但对不同油气藏所适用的注采机理尚未进行系统梳理和总结归纳,导致复杂油气藏注水效果欠佳。文中以塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩缝洞型油气藏为例,系统阐述了适用不同类型油气藏的注水开发机理,为后续开展具有针对性的注水开发措施提供理论依据。
1 地质概况
塔里木盆地三大古隆起于下古生界奥陶系相继发现了塔中、轮古、英买力、哈拉哈塘等油气田[11],主力产层为良里塔格组、一间房组和鹰山组颗粒灰岩,其缝洞型碳酸盐岩储集空间主要包括裂缝、溶蚀孔洞和大型溶洞[12]。储集体发育主要受岩溶不整合、断裂和高能相带的控制,在纵横向上发育极不规则,三维空间展布极其复杂[13-14]。
塔里木盆地是典型的多构造运动调整改造的叠合盆地[15]。塔里木盆地下古生界碳酸盐岩主要经晚加里东期、晚海西期和晚喜山期三期油气充注,以及早海西期、早喜山期两期主要的油气破坏调整[16]。复杂的成藏过程导致塔里木盆地奥陶系油气藏流体性质变化大、流体平面分布差异性明显。黑油、稠油主要分布于塔北古隆起南缘斜坡英买力油田英买2地区、哈拉哈塘油田哈6地区、轮古油田中部斜坡区和塔中古隆起北缘斜坡塔中1#气田西部(图1),油藏详细参数见表1; 挥发性油藏主要分布于哈拉哈塘油田南部热普地区和塔中1#气田东部局部地区为,油藏详细参数见表2; 凝析气藏主要分布在塔中1#气田东部和轮古气田主以为主,油藏详细参数见表3.
目前塔里木油田奥陶系主力区块已进入全面开发阶段,已投产生产井551口。三大古隆起碳酸盐岩油气田探明地质储量4.1亿t,目前原油日产量保持在5 612 t,年产量190×104 t.截止目前,盐酸盐岩原油产量连续逐年递增,累计原油产量超过1 200×104 t,目前采收率仅16.2%.
2 缝洞型油气藏储层类型及特征
塔里木盆地奥陶系主要油气藏储层类型主要分为洞穴型、孔洞型、裂缝-孔洞型和裂缝型储层4种类型。洞穴型储层以定容型洞穴为储集空间,围岩缺少裂缝发育,储集性能极好; 孔洞型储层的储集空间主要为溶蚀孔洞,缺少裂缝发育,基质孔隙度较低,空间展布以准层状为主,孔隙度较好但渗透率较差; 裂缝-孔洞型储层的主要储层空间为裂缝及其次生溶蚀孔洞为主,裂缝兼具储集性和渗滤性,因此该类储层具有较好的储集性和渗透性; 裂缝型储层以裂缝和少量沿层分布的溶孔为储集空间,裂缝具储集空间和渗滤通道双重作用,若多组系构造缝相互交叉可构成网络状裂缝系统,但整体储集性能相对较差。
表1 塔里木盆地奥陶系常规黑油、稠油油藏特征
Tab.1 Characteristics of conventional black oil and heavy oil reservoir of Ordovician in Tarim Basin3 注水开发机理
4 讨 论
4.1 “以水治水”技术难点高含水油井通过继续注水以达到降低含水率的增油措施在理念上与常规的衰竭式开采有较大差异,认识上存在分歧,观念上有所突破。虽然目前在轮古油气田、哈拉哈塘油田已广泛开展注水压锥,但高含水油井继续注水极易造成加剧含水率上升的极大风险。此外,难以系统掌握注水压锥“以水治水”技术,把握合理的注水时机难度较大。当油井含水快速上升,达到特高含水期时,尤其当油水界面接近生产井段时,若继续注水则极易造成油井直接水淹而完全产水。
4.2 凝析气藏“保压开采”条件目前国内开采高含凝析油凝析气藏的成熟方式依然主要为衰竭和注气2种,但近年来国内有学者针对凝析气藏开发提出了“超前注水、保压采气”的开发思想,认为越早注水,气藏压力保持程度越高,凝析出的油量越少,凝析气中的凝析油含量越高,最终采出程度也越高,但针对凝析气藏超前注水依然存在较多争议:首先,上述观点目前仅理论与实验研究可行,未见油田现场成功开发实例。其次,凝析气藏注水需在清楚认识气藏地质情况、凝析油含量较高、水驱残余气饱和度较小、水源易得等条件下才具可行性,适用条件十分苛刻,不适合塔里木盆地各油气田普遍实际情况。最后,气藏注水尚存技术难点,注入水如果过早侵入到气井附近会造成气井早期停产; 裂缝性气藏注水极易造成“水窜”导致凝析气藏超前注水开发效果比衰竭式开采更差。
4.3 储层非均质性目前通过多年连通井组注水开发经验认为,注水开发效果仅纵向抬油作用显著,而横向驱替作用尚未达到预期效果。对于裂缝型、裂缝-孔洞型储层,注入水易沿阻力较小的高渗带突进,绕过溶蚀孔缝附近低孔低渗区使其中的剩余油无法被波及,随着水体突进至井筒周围最终使油井含水率快速上升,从而增加吨油耗水率,大幅削弱注水开发效果。针对这种情况,宜积极开展聚合物驱等开发措施研究,进一步强化裂缝剩余油的水驱效果。
5 结 论
塔里木盆地奥陶系缝洞型碳酸盐岩油气藏经多年注水实践,初步形成了具有针对性的注水开发技术。通过系统梳理研究不同类型油气藏的注水机理,认为常规黑油、稠油油藏衰竭后宜采用单井吞吐替油,补充地层能量,抬升油水界面,当油井高含水后可通过注水压锥降低油井含水率。挥发性油藏通过注水可提高压力保持程度防止原油脱气,提高挥发油采收率。反凝析液赋存状态与衰竭后的常规缝洞型油藏底油相同,高含凝析油凝析气藏可进行早期衰竭、晚期注水替换凝析油。连通井组注水通过横向驱替和纵向抬油提高油藏采收率。注水开发尚有高含水油井“以水治水”、凝析气藏“保压开采”和储层非均质性等诸多难点亟待攻克以进一步改善注水开发的效果。
3.1 单井注水开发机理3.1.1 常规黑油、稠油油藏注水开发机理塔里木盆地奥陶系常规黑油、稠油油藏埋深5 010~6 705 m,地层压力57.48~76.01 MPa,地层温度109.3~162.4 ℃(表1),黑油、稠油在地层稳压条件下呈液相流动,具有注水开发可行性。
1)单井吞吐
缝洞型碳酸盐岩油藏,开发早期多为衰竭式开采,产能主要依靠地下流体自身弹性膨胀。对于定容特征明显的洞穴型油藏,随着地下原油不断采出,油藏能量持续下降。为保证地层能量充足以获稳产甚至增产。经油田现场实践证明,单井吞吐是一项简单经济有效的开发措施。
单井吞吐是通过向生产井中注入高密度地层水,基于亲水岩石中毛管力作用(小孔喉中)吸水排油[17]、油水(较大孔洞缝中)之间的密度差[18]以及注入水对剩余油体积空间的压缩的原理,油水因重力分异作用发生上下置换,密度较大的注入水下沉至储集体底部形成次生底水,抬升油水界面,剩余油升至井筒附近,增加油藏的弹性能量,恢复油井产能,从而达到增油上产的目的[19](图2)。塔里木盆地塔中-塔北奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏基质储渗能力较差,该模式中仅表现出油水重力分异作用和局部的水驱油作用。例如轮古油田轮古7井区LG7-5井于5 245~5 270 m鹰山组鹰一段钻遇洞穴型储层,具有明显定容特征,钻遇位置为洞穴顶部。LG7-5井地震反射特征为单串珠,残丘幅度为58.88 m.地质储量14.02万t.储层底部水体倍数为34.4,LG7-5井注水前含水94.6%,经3轮次注水,累计注水量0.77万方,注水后增油2.52万t,平均轮次增油0.83万t,注水替油率3.27.LG7-5井累计产油2.98万t,注水前采出程度3.28%,通过注水替油措施,采出程度提高18%,目前为21.28%,单井注水替油效果十分显著。
塔里木油田自2008年首先在轮古油田开展单井注水实验,随后在哈拉哈塘油田、塔中1#气田逐步推广。截止2014年底,塔里木油田共97口井实施单井注水,共开展373轮次,累计注水量114.8×104 m3,累计增油44.2×104 t,平均吨油耗水比3.73 m3/t,提高采收率3.5%.
2)注水压锥
当油田进入含水采油期,尤其当生产井高含水时,含水上升导致底水快速锥进造成产量递减。水锥的形成是压力梯度和油水密度差共同作用的结果。油井生产时在井口周围产生压力降,即在开采过程中,油层下部形成了方向近于垂直的压力梯度,生产压差形成底水锥进的动力,当油井生产形成压力降大于油水密度差引起的重力差时,形成水锥[21]。因此降低水锥对油田的开发的影响是提高油气藏采收率的关键,其中注水压锥是众多压锥技术方法中的突破。
注水压锥是通过向高含水油井或含水率快速上升的油井中注入高密度地层水,一方面补充井底周围能量,增加储层上部压力,迅速建立高压区,减小井底周围压力降的同时形成反向压力锥[20],快速抵消采油时所形成的正向水锥; 另一方面在注水压差的作用下,注入水进入到较小的含油缝洞系统驱替出部分可动油。焖井阶段,注入水在重力作用下置换原油,使油井周围和流体压力达到平衡[22]。开井在生产压差下,垂向流动转换为径向流动,井筒平面周围剩余油井口不断向井口汇聚(图3)。例如轮古15-H32井第四轮高压注水压锥实验历经10 d,累计注水3 482方,累计增油1 114 t,取得良好的开发效果。
截止目前,塔里木油田共针对64口中高含水油井实施注水压锥措施,累计注水54.01×104 m3,累计增油量分别16.07×104 t.含水率大于80%的高含水井共46口,经82次压锥措施后平均含水率由87%降低至61%,降低幅度26%,单次平均增油量仅为0.084×104 t.中含水油井共18口,经34次压锥措施后平均含水率降低幅度达53%,单次平均增油量仅为0.27×104t.
3.1.2 挥发性油藏注水保压相对于常规黑油油藏流体组分而言,挥发性油藏其挥发油组分中轻质烃含量相对较高,此时外界压力高于饱和压力,原油中溶解大量溶解气。随着油气的不断采出,油藏压力不断下降至饱和压力以下时,原油中大量轻烃组分溢出,密度和粘度迅速增大,油水两相渗流逐渐转化为油气水三相渗流,原油脱气往往造成储层内“气堵”现象,导致油相渗透率下降,水油流度比增大,含水率上升加速,降低水驱油效率,制约了油藏的高效开采,因此通过注水弥补压降保持油藏压力是开发挥发性油气藏的有效之举。
注水保压具体是指油藏中原油脱气之前,在即将进入溶解气驱阶段时实施注水,一方面补充油藏能量,维持地层压力高于饱和压力,以提高地层压力抑制油藏脱气; 另一方面随着油藏压力的升高,使地层中脱出的天然气重新溶解于原油和注入水中,增大溶解气油比,降低原油粘度,再次恢复挥发油良好的原始流度比,扩大水驱波及体积,进而大幅度提高油藏最终采收率(图4)。如哈拉哈塘油田热瓦普区块RP3-5井是塔里木油田挥发性油藏第一口实施注水保压井,原始地层压力76.73 MPa,饱和压力30.82 MPa,地层原油体积系数1.64.RP3-5井投产后油压由初期36.5 MPa降至4.9 MPa,生产气油比由542上升至3 897.经2轮次注水,累计注水量3.06×104 m3,油压上升至23 MPa,单井日产油量由5 t/d上升至28 t/d,生产气油比下降并维持在14,累计增油量0.84×104t,注水保压开发效果较好。
截止目前,塔里木油田共针对9口井实施注水保压措施,共开展17轮次,累计注水量23.3×104 m3,累计增油量2.4×104 t.
3.1.3 高含凝析油凝析气藏注水替换凝析油凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种特殊烃类矿藏,不仅要考虑天然气的高效采出,重点还要考虑凝析油采收率。凝析气在地层温压条件下以气态赋存,开采过程中,当气藏压力降低到露点压力以下时出现反凝析现象。
采用循环注气保压开发高含凝析油凝析气藏,防止反凝析来提高凝析油采收率效果显著,但由于适用地质条件苛刻且投资巨大,注气保压开发难度较大。由于储集空间及渗流通道主要是裂缝和溶洞,流体分布受重力影响较大,凝析油滞留于缝洞底部,凝析油饱和度可达100%.凝析油析出后,缝洞内凝析油与常规黑油、稠油油藏原油的赋存状态类似,凝析气藏与带气顶的油藏性质相仿,因此完全可以借用常规缝洞型油藏单井吞吐的原理,注水补充地层能量,恢复油井产能,利用油水密度差,通过重力分异置换凝析油,通过多轮次注水逐步提高凝析油采收率(图5)。例如塔中83-4H井经注水43 723方,焖井152 d,本轮开井稳定生产27 d,累计产油638 t,预计可增油超过3 000 t,生产形势大好。
塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩高含凝析油凝析气藏多采取“早期衰竭式采气,晚期注水替凝析油”的方式开采,目前该工艺在塔中I#气田、轮古气田已取得显著成效。2014年塔里木油田共14口井实施单井注水替换凝析油,注水前采出程度平均18.6%,共展开20轮次,累计注水量20.5×104 m3,累计增油2.8×104 t,平均吨油耗水比21.7 m3/t.
3.2 连通井组注水开发机理连通井组的注水开发机理主要承自于单井注水开发的吞吐原理,但由于多井连通的缘故,注水过程和开采过程保持同步,缺乏焖井阶段。碳酸盐岩缝洞型储层的主要储集空间定容型洞穴,孔缝是沟通多个溶洞的重要的连通通道。根据溶洞和孔缝的组合形式,储层连通方式分为3类:洞-洞、缝-洞、缝-缝。不同体组合形式具有不同的注水开发模式和开发效果。
洞—洞组合连通井组钻遇均为溶洞,油井之间连通性好,各井生产特征类似,产液量随溶洞内油层能量不断下降而递减,此类油藏经注水后其注水效果主要受控于注水井注水层位和采油井采油层位的相对高度,其中“低注高采”效果较好,即注水井注水层位低于采油井采油层位(如图6(a)),该类组合以哈拉哈塘油田HA11井区HA11-HA11-2连通井组为代表,目的层为鹰山组、一间房组,动态控制储量67万t,注采单元以HA11为注水井,HA11-2井为采油井,单元共进行了7轮次注水,累计注水4.5万t,HA11井增油0.13万t,HA11-2井增油0.85万t,合计增油量近1万t,置换率为0.22,注水增油效果显著; 在缝-缝储集体组合方式中,注入水受重力影响较小,因此对孔缝的大小以及注水井和采油井的相对高度要求不高,故可同部位水平注水横向躯替(如图6(b)),钻遇该类储集体的采油井产油量普遍较低,且产量递减快; 裂缝-溶洞储集体组合方式的连通井组注水开发主要为“缝注洞采” 模式,注入水沿裂缝进入溶洞,在驱替裂缝中剩余油的同时注入水沉入溶洞底部,补充溶洞能量,稳步抬升油水界面(如图6(c)),该类组合目前在塔里木油田分布最为广泛,以哈拉哈塘油田HA601为例,HA601-3C2井和HA9-10C井分别钻遇洞穴型和裂缝-孔洞型储层,主力产层为一间房组和良里塔格组,其中通过HA9-10C井的裂缝通道注水,HA601-3C2井采油,井组共进行了9轮次注水,累计注水3.1万t,累计增油量0.38万t,置换率为0.12,经2轮注水,增油效果显著。
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