裂縫性超低滲透砂巖水淹主控因素及水臉控制與治理措施

裂縫性超低滲透砂巖水淹主控因素及水臉控制與治理措施

鄂爾多斯盆地儲(chǔ)層是典型的低密度砂巖巖漿巖。地質(zhì)條件主要表現(xiàn)為致密、低滲、低孔、低含油量的長(zhǎng)石角礫巖漿巖的性質(zhì)，以及天然微裂縫的發(fā)育。長(zhǎng)期利用天然能量開采使得地下虧空非常嚴(yán)重,注水開發(fā)是延長(zhǎng)油田可持續(xù)發(fā)展的必經(jīng)之路。然而,隨著油田注水工作不斷深入,延長(zhǎng)油田許多油區(qū)逐步暴露出一些嚴(yán)重問題:一方面地層滲透率低,部分水井注水困難,完不成額定配注,導(dǎo)致油井產(chǎn)量低;另一方面由于陜北地區(qū)低滲特低滲油田存在大量微裂縫,油層滲流方向性明顯,加上多年衰竭式開采,注入水沿主流通道竄流嚴(yán)重,水淹速度快,綜合含水上升迅速,產(chǎn)量遞減快,整體采收率低。因此,為了確保延長(zhǎng)油田注水開發(fā)戰(zhàn)略的順利實(shí)施,急需在深入研究主力儲(chǔ)層地質(zhì)特征基礎(chǔ)上,系統(tǒng)分析注水過程中水演的主控因素及其影響規(guī)律,進(jìn)而開展針對(duì)性的治理措施,對(duì)該類儲(chǔ)層的高效水驅(qū)開發(fā)具有重要意義。1裂縫超滲透性砂巖洪水的主要因素分析1.1儲(chǔ)層覆巖導(dǎo)壓系數(shù)砂巖基質(zhì)的超低滲透率是注水見效難的主要原因。不考慮非達(dá)西滲流,并假設(shè)基質(zhì)是均勻的,利用川口油田A區(qū)塊(圖1)長(zhǎng)6儲(chǔ)層基質(zhì)的平均參數(shù)來計(jì)算基質(zhì)的注水見效時(shí)間。根據(jù)計(jì)秉玉,戰(zhàn)劍飛等人研究,有如下公式:其中η為油層導(dǎo)壓系數(shù):取本區(qū)的孔隙度平均值Φ為8%,滲透率K取平均值0.966×10-3μm2,原油的平均粘度μ取4mPa.s,綜合壓縮系數(shù)Ct取6.36×10-5MPa-1,油井半徑取0.1m,l為井距。從表1可以看出,即使在110m的小井間距條件下,超低滲透基質(zhì)滲流的注水見效時(shí)間很長(zhǎng),一般在1.2年以上。實(shí)際上,由于后面兩方面的原因,致使這個(gè)見效時(shí)間更長(zhǎng)或者很難見效。此外,低滲透儲(chǔ)層平面上存在沉積相邊界,砂體寬度往往較小,進(jìn)一步影響了注水效果。由于鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組沉積時(shí)水體淺,河道遷移快,河口壩與分流河道砂體交替間雜分布。這些沉積微相邊界是儲(chǔ)層改造中人工裂縫延伸的障礙,也是注水驅(qū)替的滲流障礙。1.2天然裂縫滲透率由于受喜山期與燕山期地殼運(yùn)動(dòng)的影響,鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組天然裂縫發(fā)育,根據(jù)野外露頭,本區(qū)一般發(fā)育兩組共軛的天然裂縫(圖2),巖心觀察也顯示天然裂縫發(fā)育(圖3)。因此超低滲透儲(chǔ)層可以看成是基質(zhì)與天然裂縫組成的雙重介質(zhì)?？梢岳米⑺淖⑺甘厩€中的初始直線段來研究天然裂縫滲透率,即:q=JΔΡ與丘比公式結(jié)合可得:利用以上公式及實(shí)測(cè)吸水指數(shù),可計(jì)算得到直線段的滲透率在24~146×10-3μm2之間。遠(yuǎn)高于基質(zhì)不到1mD的滲透率,更高于水的相對(duì)滲透率,顯然砂巖基質(zhì)并不是主要的滲流通道,應(yīng)該是天然裂縫造成的。而此時(shí)排量很小,天然裂縫必然沒有開啟,所以是閉合的天然裂縫滲透率。再利用平行平板泊肅葉流動(dòng)(即POiseuille)方程,吸水指數(shù)又可寫為:根據(jù)上式可得出微裂縫的寬度W為2.2-5.3μm,這和大的孔隙喉道尺寸比較接近,說明注水指示曲線上初始直線段的高滲透率確是閉合的裂縫或微裂縫造成的,也說明在這個(gè)尺寸上大的孔隙喉道也可以是滲流的通道。2儲(chǔ)層基質(zhì)注漿從以上分析可以看出,用常規(guī)注水開發(fā)的方式在超低滲透儲(chǔ)層開發(fā)上并不合理,易于造成兩個(gè)極端:要么不見效,要么快速水淹,所以應(yīng)該探討一些非常規(guī)、革命性的手段來進(jìn)行高效開發(fā)。但是不注水,怎么采出基質(zhì)里面的油氣?根據(jù)雙重介質(zhì)的理論,基質(zhì)是主要的儲(chǔ)集空間,裂縫是滲流通道,當(dāng)向親水的油層注水時(shí),注入水首先沿著裂縫驅(qū)油前進(jìn),同時(shí)進(jìn)入裂縫系統(tǒng)的水因壓差和毛細(xì)管的作用而被吸入周圍的基質(zhì),并從中置換出油。既然超低滲透儲(chǔ)層發(fā)育天然裂縫,那就應(yīng)盡量把所有天然裂縫溝通,既然儲(chǔ)層基質(zhì)注水很難,那就舍棄注水;既然超低滲透儲(chǔ)層是雙重介質(zhì),那就根據(jù)潤(rùn)濕性及雙重介質(zhì)的滲析規(guī)律來開采基質(zhì)中的油氣?；谝陨?點(diǎn),結(jié)合目前的工藝手段,推薦以下兩種開發(fā)方式。2.1地層注漿劑注漿通過大排量+暫堵把井筒附近及較遠(yuǎn)處的天然裂縫盡可能地溝通,形成一張裂縫網(wǎng)絡(luò),提高泄流面積(圖5)。隨著開發(fā)進(jìn)行,地層能量進(jìn)一步衰竭,巖石滲透性進(jìn)一步降低,單井產(chǎn)能進(jìn)一步下降,此時(shí),可對(duì)地層大排量注入大量混有潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑(親油變?yōu)橛H水)的滑溜水,這些注入水可起到以下作用:a、彌補(bǔ)地層虧空,增加地層能量;b、大排量注水將采油過程中被堵塞的裂縫重新溝通;c、改變巖石的潤(rùn)濕性后,根據(jù)雙重介質(zhì)理論,可以滲析到基質(zhì)孔隙中,置換出里面的油氣;d、通過較長(zhǎng)時(shí)間的關(guān)井,使?jié)B析置換充分進(jìn)行后,重新開采,就會(huì)取得較好的效果。2.2水平井網(wǎng)+壓裂試驗(yàn)開發(fā)方式水平井網(wǎng)加之多段改造,相當(dāng)于對(duì)整個(gè)區(qū)塊實(shí)現(xiàn)了比較徹底的縫網(wǎng)壓裂(圖6)。鎮(zhèn)涇油田E區(qū)塊與C區(qū)塊是緊鄰區(qū)塊,也是典型的三低油藏,鑒于常規(guī)注水開發(fā)效率很低,E區(qū)塊采用了水平井網(wǎng)+多段壓裂試驗(yàn)開發(fā)方式。每口水平井最多分19段壓裂,平均10段。平均每段加砂20.7m3,單井平均累計(jì)加砂189m3,平均砂比20%左右。鎮(zhèn)涇油田E區(qū)塊水平井網(wǎng)初產(chǎn)30天平均日產(chǎn)油7.96t/d,一年后仍然保持了較高的水平,平均為5.14t/d。一口水平井能頂?shù)蒙?0-20口直井,效益顯著。水平井網(wǎng)衰竭式開發(fā)后期,也可對(duì)地層大排量注入大量混有潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑(親油變?yōu)橛H水)的滑溜水,油水置換并補(bǔ)充地層能量繼續(xù)開發(fā)。3注采矛盾突出超低滲透儲(chǔ)層采用常規(guī)注水開發(fā)是非常低效的,基質(zhì)里的油很難驅(qū)動(dòng),裂縫里的油基本無需驅(qū)動(dòng)