塔里木盆地塔河油田奥陶系断控岩溶油藏注水方式优化

塔里木盆地塔河油田奥陶系断控岩溶油藏注水方式优化

塔里木盆地塔河油田的大型碳酸盐岩油藏深度，储藏室多样，具有多重介质特征。主要储藏室为大型洞穴，连通性主要为裂缝。储层非均质性强，储水关系和水流流量的特征比其他类型的储层复杂。因此，该方法的开发难度大，油藏收率低。奥陶系油藏是塔河油田的主力油藏,同时也是碳酸盐岩油藏的典型代表之一。如何合理利用天然能量和人工能量,实现驱动方式的适时转化,是提高碳酸盐岩缝洞型油藏开发效果的关键。2005年以来,在部分多井缝洞单元的注采井组进行了注水试验,并见到良好的效果。经过多年现场试验及研究,形成了一套以“缝注洞采,低注高采”为原则的碳酸盐岩缝洞型油藏注水开发方式,并在此基础上提出了保压、多阶段、立体注水的开发模式,为碳酸盐岩缝洞型油藏注水开发提供了重要依据。塔河油田断裂的发育规模和局部构造形态控制了整个奥陶系喀斯特岩溶的发育强度和储集体展布,在构造斜坡区的深大断裂控制了岩溶的发育强度和规模,形成了有利的断控岩溶储集体。在塔河6-7区已确定的断控岩溶带上的注水单元有18个,注采受效井组23组,且均处于规模较大的油气富集带上,剩余油挖掘潜力较大。通过矿场试验发现,该类型储集体采用注水开发方式效果明显,但不合理的注水方式极易造成注入水沿储集体上部通道快速窜进,暴性水淹严重,水驱效率低,稳产时间短。笔者借助矿场统计以及油藏数值模拟技术,开展了断控岩溶储集体的合理注水方式研究,旨在为类似油藏提高采收率有所裨益。1断裂是断控岩溶油藏的重要因素塔河油田奥陶系主干断裂主要受寒武系顶面北西向和北东向深大断裂控制,具有明显的方向性;在构造高点和构造斜坡部位控制了岩溶储集体沿断裂的发育方向和油气运移。整体上奥陶系碳酸盐岩储集体中加里东运动期岩溶发育在很大程度上取决于断裂,而海西运动期岩溶具有相对的自主性,同时继承性的断裂促进了岩溶的发育。这种深大断裂及其伴生的次级断裂为岩溶的发育提供了有利条件,油气沿主干断裂运移、富集,形成断控岩溶油藏。断控岩溶带上的次级断裂和裂缝为其主要的连通通道,具有带状分布特征,且在断控岩溶带上形成的断溶体油藏浅层溶蚀垮塌破碎带比较发育,证明其具有较好的静态连通基础,注水后受效迅速,效果显著,但其注水受效方向较多,且注水受效的机理不明确,而同时由于注水方式及注采参数的不合理易导致底水锥进及水窜等现象,从而造成其开发效果差,稳产时间短。2油藏数值模拟研究2.1典型井组模型建立针对断控岩溶储集体的地质特征,运用PETREL软件于塔河油田6-7区地质模型中抽提典型井组模型,并对抽提出的井组模型进行完善修改,网格大小设定为25m×25m×5m,在纵向上分为48层。2.2集体发育程度高的储集体注采方案缝洞型油藏注采井网(井组)是以井间连通性为基础,充分考虑井、储集层及流体分布的结构化井网。当注采井组部署在不同储集体上时,应选择储集体物性较低向储集体物性较高的方向进行注采的部署形式;同时在储集体发育规模大、分布广及连通程度好的单元(井区)注水开发效果会比较好,以TKA井为注水井,TKB井为生产井;在注水时机上,以地层压力的保持程度作为判定标准,分别以地层压力保持程度的90%,85%,80%,70%和60%作为指标参数来优化该类型储集体的注水时机。以模拟方案的累计产油量为指标来确定选择的优劣,模拟结果显示,当地层压力保持程度下降至85%时,该类储集体注水后累计产油量最大,效果最优。2.3方案制定的精确性将注水受效的阶段分为见效期、稳定期和调整期,以产油变化或者含水率变化作为判定标准来对其进行划分,考虑到方案的简化以及模拟的精确性,把见效期以及稳定期的注水方式作为组合进行模拟,对注水受效的调整期进行单独模拟,节省了方案设计工作量,并增加了精确性(表1)。以模拟方案的累计产油量、日产油量、含水率以及采出程度作为判定标准,对各阶段的注水方式进行模拟分析。结果表明,见效期—稳定期均采用连续注水方式可使累计产油量最大,平均日产油量最大,含水上升趋势缓慢,采出程度最高(图1)。2.4注入采参数优化针对优化的注水方式组合,在不同的注水阶段,通过定液量生产,改变注采比确定注水量,最终对比得到不同阶段最优的注采参数。(1)最佳注采参数以模拟方案的日产油量、含水率及累计产油量作为参数指标,分析论证该阶段的最佳注采参数,模拟结果显示,断控岩溶储集体的注水见效期采用温和连续注水方式,注水量为80~100m3/d,注采比为1.5~2.5时,平均日产油量最高,含水率最低,累计产油量最大(图2)。(2)注水稳定期参数的优化(3)不同注水方式的结果分析在进入注水调整期后,考虑其注水效果逐渐变差,水驱能力逐步降低,此时的模拟方案设计应结合多种注水方式,分别考虑大排量注水、周期注水、间歇注水、不稳定注水等4种注水方式,其中大排量注水共设计6组方案,注水量分别为200,250,300,400,500,600m3/d.周期注水分别考虑常规周期注水,同注同采周期注水,异步注采周期注水等3种不同注水方式,每种方式下考虑结合注采平衡以及注停时间的长短来设计多种方案。间歇注水设定为间隔45d、注水量在50~600m3/d变化的多种方案。不稳定注水设定4种方案,分别按照100,200,300m3/d循环注入,300,200,100m3/d循环注入;50,100,150m3/d循环注入,150,100,50m3/d循环注入。不同的注水方式优选最佳的注采参数来进行最终的参数对比,从而选择最优的调整期注采参数。模拟结果显示,对于该类储集体的注水调整期,采用常规周期注水,油井连续生产,注15d停30d,为最优注水方式,最佳注水量在80m3/d左右,注采比为0.8~1.2(图4)。2.5连续注水方式通过最佳注水方式及注采参数与最差注水方式及注采参数的连井含油饱和度剖面对比(图5),可以看出,断控岩溶带上的注采井组采取如上注水方式组合模式效果最好。在注水见效期以及稳定期,地层压力相对充足,开采时不需要弥补能量亏空,采取温和连续注水方式,注水能够横向驱油,也能有效地抑制底水窜进并从深部驱油;在注水受效后,水驱效果逐渐减弱,证实位于断控岩溶带上的主通道的剩余油已经得到驱替,而注入水水线可能推至受效井附近,在此时进入注水调整期,如果采取常规周期注水方式,就可以通过周期性改变注停时间长短、注采速度大小和注采生产方式,从而增强主通道上的水驱波及强度,启动主通道剩余油弱驱替方式,最终增大注入水的波及体积,提高水驱效率,有效地提高该类型储集体的采出程度。3层压水保水性分析通过对矿场断控岩溶带上18个注水单元的阶段注水方式进行统计分析,注采受效井组存在如下几种注水方式组合模式(表2)。从矿场统计情况分析看,在见效期采取温和连续注水增油效果较好的井组日注水量与注采比存在明显的线性关系,日注水量为80~120m3/d,注采比为1.5~3.0,反映了断控岩溶带上的注采井组注水初期注水量不宜过大,温和连续注水能实现稳定注水驱油(图6a)。从日注水量和注采比关系图可以看出(图6b),稳定期明显减小了注水量,注水量为50~80m3/d,注采比为1.0~1.5,反映出在稳定期采取较小的注水量和略大于1的注采比比较适合。在调整期采取周期注水方式,从周期日注水量和周期注采速度比关系图可以看出(图6c),周期注水的注水量为50~80m3/d,注采比为0.9左右。由于在注水受效调整期,油井含水率明显上升,应保持注采平衡采用较小的注采比为宜。4日产油量排放期注水方式优化(1)对于断控岩溶类储集体,注水时机应选择在考虑到地层压力保持程度下降至85%~90%左右开始注水,此时注水效果最好。(2)断控岩溶储集体的最优注水方式为见效期采用温和连续注水方式,稳定期采用温和连续注水方式,调整期采用常规周期注水方式。(3)断控岩溶储集体注水受效后应选择合理的注采参数,见效期注水量为80~100m3/d,注采比为1.5~2.5;稳定期注水量为50~80m3/d,注采比为1.0~1.5;调整期采取短注长停的注采方式,注水量为50~80m3/d,注采比为1.0左右。注水见效期采用连续注