裂缝性超低渗透砂岩水淹主控因素及水脸控制与治理措施

裂缝性超低渗透砂岩水淹主控因素及水脸控制与治理措施

鄂尔多斯盆地储层是典型的低密度砂岩岩浆岩。地质条件主要表现为致密、低渗、低孔、低含油量的长石角砾岩浆岩的性质，以及天然微裂缝的发育。长期利用天然能量开采使得地下亏空非常严重,注水开发是延长油田可持续发展的必经之路。然而,随着油田注水工作不断深入,延长油田许多油区逐步暴露出一些严重问题:一方面地层渗透率低,部分水井注水困难,完不成额定配注,导致油井产量低;另一方面由于陕北地区低渗特低渗油田存在大量微裂缝,油层渗流方向性明显,加上多年衰竭式开采,注入水沿主流通道窜流严重,水淹速度快,综合含水上升迅速,产量递减快,整体采收率低。因此,为了确保延长油田注水开发战略的顺利实施,急需在深入研究主力储层地质特征基础上,系统分析注水过程中水演的主控因素及其影响规律,进而开展针对性的治理措施,对该类储层的高效水驱开发具有重要意义。1裂缝超渗透性砂岩洪水的主要因素分析1.1储层覆岩导压系数砂岩基质的超低渗透率是注水见效难的主要原因。不考虑非达西渗流,并假设基质是均匀的,利用川口油田A区块(图1)长6储层基质的平均参数来计算基质的注水见效时间。根据计秉玉,战剑飞等人研究,有如下公式:其中η为油层导压系数:取本区的孔隙度平均值Φ为8%,渗透率K取平均值0.966×10-3μm2,原油的平均粘度μ取4mPa.s,综合压缩系数Ct取6.36×10-5MPa-1,油井半径取0.1m,l为井距。从表1可以看出,即使在110m的小井间距条件下,超低渗透基质渗流的注水见效时间很长,一般在1.2年以上。实际上,由于后面两方面的原因,致使这个见效时间更长或者很难见效。此外,低渗透储层平面上存在沉积相边界,砂体宽度往往较小,进一步影响了注水效果。由于鄂尔多斯盆地延长组沉积时水体浅,河道迁移快,河口坝与分流河道砂体交替间杂分布。这些沉积微相边界是储层改造中人工裂缝延伸的障碍,也是注水驱替的渗流障碍。1.2天然裂缝渗透率由于受喜山期与燕山期地壳运动的影响,鄂尔多斯盆地延长组天然裂缝发育,根据野外露头,本区一般发育两组共轭的天然裂缝(图2),岩心观察也显示天然裂缝发育(图3)。因此超低渗透储层可以看成是基质与天然裂缝组成的双重介质。可以利用注水井的注水指示曲线中的初始直线段来研究天然裂缝渗透率,即:q=JΔΡ与丘比公式结合可得:利用以上公式及实测吸水指数,可计算得到直线段的渗透率在24~146×10-3μm2之间。远高于基质不到1mD的渗透率,更高于水的相对渗透率,显然砂岩基质并不是主要的渗流通道,应该是天然裂缝造成的。而此时排量很小,天然裂缝必然没有开启,所以是闭合的天然裂缝渗透率。再利用平行平板泊肃叶流动(即POiseuille)方程,吸水指数又可写为:根据上式可得出微裂缝的宽度W为2.2-5.3μm,这和大的孔隙喉道尺寸比较接近,说明注水指示曲线上初始直线段的高渗透率确是闭合的裂缝或微裂缝造成的,也说明在这个尺寸上大的孔隙喉道也可以是渗流的通道。2储层基质注浆从以上分析可以看出,用常规注水开发的方式在超低渗透储层开发上并不合理,易于造成两个极端:要么不见效,要么快速水淹,所以应该探讨一些非常规、革命性的手段来进行高效开发。但是不注水,怎么采出基质里面的油气?根据双重介质的理论,基质是主要的储集空间,裂缝是渗流通道,当向亲水的油层注水时,注入水首先沿着裂缝驱油前进,同时进入裂缝系统的水因压差和毛细管的作用而被吸入周围的基质,并从中置换出油。既然超低渗透储层发育天然裂缝,那就应尽量把所有天然裂缝沟通,既然储层基质注水很难,那就舍弃注水;既然超低渗透储层是双重介质,那就根据润湿性及双重介质的渗析规律来开采基质中的油气。基于以上3点,结合目前的工艺手段,推荐以下两种开发方式。2.1地层注浆剂注浆通过大排量+暂堵把井筒附近及较远处的天然裂缝尽可能地沟通,形成一张裂缝网络,提高泄流面积(图5)。随着开发进行,地层能量进一步衰竭,岩石渗透性进一步降低,单井产能进一步下降,此时,可对地层大排量注入大量混有润湿反转剂(亲油变为亲水)的滑溜水,这些注入水可起到以下作用:a、弥补地层亏空,增加地层能量;b、大排量注水将采油过程中被堵塞的裂缝重新沟通;c、改变岩石的润湿性后,根据双重介质理论,可以渗析到基质孔隙中,置换出里面的油气;d、通过较长时间的关井,使渗析置换充分进行后,重新开采,就会取得较好的效果。2.2水平井网+压裂试验开发方式水平井网加之多段改造,相当于对整个区块实现了比较彻底的缝网压裂(图6)。镇泾油田E区块与C区块是紧邻区块,也是典型的三低油藏,鉴于常规注水开发效率很低,E区块采用了水平井网+多段压裂试验开发方式。每口水平井最多分19段压裂,平均10段。平均每段加砂20.7m3,单井平均累计加砂189m3,平均砂比20%左右。镇泾油田E区块水平井网初产30天平均日产油7.96t/d,一年后仍然保持了较高的水平,平均为5.14t/d。一口水平井能顶得上10-20口直井,效益显著。水平井网衰竭式开发后期,也可对地层大排量注入大量混有润湿反转剂(亲油变为亲水)的滑溜水,油水置换并补充地层能量继续开发。3注采矛盾突出超低渗透储层采用常规注水开发是非常低效的,基质里的油很难驱动,裂缝里的油基本无需驱动