唐永亮，王　倩，李二鵬，高登寬，廖斐然，蘇　洲（中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫爾勒841000）

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塔中4油田巴楚組油藏自流注水技術可行性

唐永亮，王倩，李二鵬，高登寬，廖斐然，蘇洲
（中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫爾勒841000）

摘要：塔中4油田石炭系巴楚組含礫砂巖段層狀邊水油藏埋深約3 700 m，邊水能量弱，地層壓力保持程度低；其下伏的東河砂巖段油藏發(fā)育大型水體，壓力保持水平較高，2套層系間的層間壓差為15～25 MPa.通過分析井區(qū)因層間壓差導致層間倒灌形成自流注水的礦場實例，結合塔中4油田的油藏地質和開發(fā)特征，建立了數值模型，并模擬了層間倒灌、分別采用直井和水平井作為自流注水井等不同井型和井網條件下自流注水技術的開發(fā)指標。研究表明，在巴楚組含礫砂巖段層狀邊水油藏進行自流注水是可行的，并優(yōu)選出下步礦場試驗井組。

關鍵詞：塔里木盆地；塔中4油田；石炭系油藏；自流注水技術；層間倒灌；大型水體；數值模擬；先導試驗篩選

numerical simulation; pilot test selection

自流注水技術是一種在已開發(fā)油藏頂部或底部發(fā)育大型獨立水層時，不采用地面人工注水方式，而是通過在井筒內部溝通已開發(fā)油藏和其頂部或底部水層，使獨立水層中的地層水在層間壓差作用下自然流入已開發(fā)油藏而保持油藏壓力的一種技術（圖1）。自流注水技術的應用始于20世紀70年代，沙特阿拉伯1975在Khafji油田的邊緣即實施了自流注水保壓開發(fā)，5年內自流注水方案累計增油300×104m3；科威特1995年在Olitic油田實施的自流注水措施，并已成為該油田主要的注水保壓方式[1]。目前自流注水技術在國外已相當成熟，并形成了控制自流注水的智能完井技術[2-8]。該項技術在國內尚應用較少，2008年在平湖油田完成了國內第一口自流注水井的現場試驗，通過新鉆自流注水分支井進行射孔溝通產層和產層之上的封閉水層（圖1b），利用層間壓差使得上部水層中的水對已開發(fā)的油層進行能量補充，自流注水后油藏壓力逐步升高，對應的采油分支井受效明顯，產量大幅提高，自流注水取得成功[9]。國內外學者在自流注水的機理研究和可行性論證方面都做了大量的研究[10-15]。塔中4油田地處塔克拉瑪干沙漠腹地，地面水源稀缺，注水配套設施投資大，目前主力開發(fā)層系下石炭統(tǒng)巴楚組含礫砂巖段油藏開發(fā)時間長，油井產量低，地層能量嚴重不足，注水工程未到位，因此進行自流注水研究有重要的現實意義。

圖1　自流注水工藝示意

1　塔中4油田油藏地質與開發(fā)特征

塔中4油田包含多個已開發(fā)油藏，主要發(fā)育2套相鄰的開發(fā)層系，即巴楚組上部含礫砂巖段和下部東河砂巖段，其中含礫砂巖段發(fā)育層狀邊水油藏，儲集層物性差，邊水能量弱，含油單砂體厚度為1～5 m，主要發(fā)育3套油層，油藏埋深約3 700 m.東河砂巖段發(fā)育塊狀底水油藏，儲集層物性好，厚度大，底水能量強，水體體積達到油藏體積的30倍以上，2套油水系統(tǒng)之間有穩(wěn)定的隔層隔開，隔層厚度僅0.5～1.0 m，壓差為10～25 MPa（表1）。在生產動態(tài)上2套油水系統(tǒng)動態(tài)差異也很大，底部東河砂巖段油藏采出程度較高，生產基本結束，但由于底水能量充足，壓力保持程度很高；而上部含礫砂巖段油藏目前采出程度低，為主要開發(fā)層系，但地層能量嚴重不足，并且由于水質和儲集層物性等問題，目前注入量無法保證，很多油井只能間開生產。

表1　塔中4油田石炭系巴楚組油藏含礫砂巖段和東河砂巖段參數統(tǒng)計

2　層間壓差導致自流注水實例

塔中4油田巴楚組含礫砂巖段油藏和東河砂巖段油藏在開發(fā)過程中存在多層合采的現象，由于2套油水系統(tǒng)在物性和水體能量上的巨大差異，開發(fā)過程中層間矛盾十分嚴重，甚至出現層間倒灌形成自流注水的現象。如A井區(qū)A-V2井就是典型的實例，該井為直井且投產時間較早，生產層位為含礫砂巖段1～3小層，但其存在嚴重管外竄，多次補救固井均未成功，含礫砂巖段和東河砂巖段的地層壓力分別為29 MPa 和37 MPa，由于層間壓差，底部地層水沿著套管外竄流到頂部油藏，形成局部水淹區(qū)域（圖2）。

圖2　塔中4油田A井區(qū)A-V2井層間倒灌示意

生產動態(tài)監(jiān)測A-V2井實測地層壓力約36 MPa，介于2套地層的壓力之間，同時后期在距離A-V2井50 m的部位新鉆1口水平井A-H1井投產后含水率即達到95%，而其處于構造高部位，并無邊水和人工注入水的影響，固井質量較好，無管外竄流影響，其含水應為鄰井A-V2井管外倒灌水所致。這一認識跟后期A-H1井的生產動態(tài)也非常吻合，在A-V2井進行封竄和高液量生產時，A-H1井的含水率反而下降，也即A-H1井的含水率和生產動態(tài)與A-V2井的動態(tài)密切相關。綜上分析，這2口井是由于層間壓差形成的典型自流注水的實例，只不過注采井距太小，注水起了反作用。通過動靜態(tài)綜合分析可以估算A-V2井目前自流注水壓差在8 MPa左右，注水時間2年以上，累計注水量大于2×104m3.

3　自流注水數值模擬研究

塔中4油田B井區(qū)巴楚組含礫砂巖段油藏平均油層厚度5 m，測井解釋平均孔隙度僅9%，平均滲透率15 mD，以低滲儲集層為主，而巴楚組東河砂巖段地層厚達120 m，孔隙度14%～16%，以中高滲儲集層為主。經過近20年開發(fā)，東河砂巖段油藏已經進入高含水、高采出程度階段，含水率達到90%以上，采出程度達到40%以上，多數井已由于含水率過高而關井或上返，但底水能量充足，地層壓力保持程度較高，壓力在40 MPa左右。而含礫砂巖段油藏仍處于低含水、低采出程度階段，含水率小于30%，采出程度小于15%，但地層能量不足，地層壓力15～20 MPa，部分油井供液明顯不足，急需補充地層能量，改善油藏開發(fā)效果。

基于B井區(qū)油藏實際參數，首先建立理論數值模型，模型尺寸1 000 m×1 000 m×150 m，平面網格步長10 m，縱向網格步長1 m，通過初始化使東河砂巖段地層壓力為40 MPa，含礫砂巖段地層壓力為20 MPa，模型地質參數和壓力參數與實際油藏基本一致，在初始化模型基礎上進行自流注水的數值模擬研究，從而確保模擬結果的可靠性。

3.1層間倒灌無注采井網

在初始化模型上首先進行無注采井網研究，即單純靠層間壓差產生層間倒灌的模擬研究，在目前的油藏模型中只設計1口自流注水井，含礫砂巖段不設計采油井，直接將自流注水井的東河砂巖段和含礫砂巖段射孔打開，模擬層間倒灌情況。分析計算指標，自流注水無采油井網時，由于層間壓差，東河砂巖段地層水在井筒內自下而上注入頂部含礫砂巖段1～3小層，致其地層壓力逐漸回升。隨時間延長，層間壓差逐漸降低，注水量不斷下降，5年后2套層系間壓力平衡，自流注水停止（圖3，圖4），同時在頂部含礫砂巖段1～3小層形成近似圓形的水淹區(qū)，反映了A-V2井自流注水的實際情況，A-H1井后期鉆在A-V2井自流注水形成的水淹區(qū)內，投產后即高含水，水并非來自巴楚組含礫砂巖段本身地層水，而是來自底部東河砂巖段倒灌進含礫砂巖段的地層水。

圖3　層間倒灌模型含礫砂巖段各層注水曲線

圖4　層間倒灌模型油層和水層壓力曲線

3.2直井自流注水直井采油井網

要利用層間壓差進行自流注水開發(fā)，就要建立相應的注采井網，首先以直井五點法注水井網（中心為1口自流注水井，周圍均勻分布4口采油井）為例進行模擬，通過模擬發(fā)現自流注水后注水井周圍含礫砂巖段1～3小層水淹范圍不斷擴大，水驅效果和常規(guī)注水效果類似。自流注水后受效油井產液量、產油量逐漸增加，1.5年后油井開始見水，同時油層壓力逐漸恢復，3.5年后可以達到注采平衡，油井穩(wěn)定產液量達到20 m3/d（圖5，圖6），模擬10年后，采出程度相比天然能量開采條件下的增幅可以達到10%以上。

3.3不同井型混合井網自流注水

圖5　直井井網自流注水井各層注入曲線

圖6　直井井網自流注水受效單井生產曲線

塔中4油田石炭系油藏開發(fā)以直井和水平井混合井網為主，采用五點法布井方式，分別模擬計算直井自流注水直井采油、直井自流注水水平井采油、水平井自流注水直井采油、水平井自流注水水平井采油4種井網形式。從模擬計算結果可以看出，無論采取何種形式的注采井網均可以實現較好的注水開發(fā)效果，并且各種井網形式開發(fā)效果差異不大（圖7）。

圖7　不同井網含水率與采出程度關系

4　自流注水礦場試驗可行性分析

4.1自流注水技術優(yōu)勢

（1）塔中4油田處于塔克拉瑪干沙漠腹地，水源缺乏，鉆井與地面注水成本高，而自流注水工藝與流程簡單，可以節(jié)省大量的投資和操作成本。

（2）由于主力含油層系含礫砂巖段儲集層物性差，地層吸水能力弱，目前油藏單井注水無法達到地質配注量，而自流注水采用相鄰層位地層水，注入水配伍性好，可以提高注水量。

（3）由于巴楚組東河砂巖段油藏屬于中高滲儲集層，地層吸水能力強，如果隨時間增加自流注水量下降，可以通過新鉆部分東河砂巖段注水井提高底部東河砂巖段水體能量，保證自流注水的長期運行。

4.2自流注水試驗井組優(yōu)選

通過塔中4油田油藏地質情況與開發(fā)動態(tài)的深入分析，綜合考慮經濟、工程、風險等因素，結合自流注水的可行性論證，在塔中4油田B井區(qū)進行了自流注水試驗井組的篩選。B井區(qū)的優(yōu)勢主要是底水能量強，層間壓差大，層間壓差為20～25 MPa.目前B井區(qū)含礫砂巖段油藏僅有1口注水井，日注水量僅45 m3/d，無法滿足地質配注量，多口生產井產量低，間開生產。B井區(qū)技術上可以用于引流的井達到10口，均為低產油井和長關井，綜合目前油井生產情況，優(yōu)選低效油井B-H2井做自流注水試驗。

B-H2水平井的水平段位于東河砂巖段，該段水源自流注入含礫砂巖段后對應受效油井有B-H1井、B-H3井和B-V1井（圖8），這3口井目前產量和動液面都較低。通過基于B井區(qū)實際地質模型的數值模擬研究結果表明，B-H2井自流注水后，對應油井BH1井、B-H3井和B-V1井均受效，平均單井日增油10 t，模擬計算10年后井組的累計增油量大于2×104t.

圖8　塔中4油田B井區(qū)自流注水試驗井組示意

5　結論

（1）塔中4油田巴楚組含礫砂巖段油藏為層狀邊水油藏，目前地層壓力保持水平低，其下部東河砂巖段發(fā)育大型水體，地層壓力高，礦場實際生產井數據表明底部水體在層間壓差的作用下會進入上部含礫砂巖段油層導致層間倒灌形成天然自流注水。

（2）基于塔中4油田實際的地質模型參數進行單井自流和不同井網自流注水的數值模擬研究，模擬結果表明，在塔中4油田目前油藏條件下，將東河砂巖段底水引入含礫砂巖段進行能量補充可以實現較好的開發(fā)效果。

（3）塔中4油田地處沙漠腹地，地面注水成本較高，結合油田區(qū)域及地質情況、井網部署限制、注采工藝水平及經濟等因素優(yōu)選出B井區(qū)的自流注水試驗井組，為下步開展現場試驗提供了積極指導，也為如何更好地利用油區(qū)天然水體為油藏開發(fā)補充能量提供了新思路。

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（編輯楊新玲）

Feasibility Study of Dumpflooding Technology for Bachu Reservoir in Tazhong 4 Oilfield, Tarim Basin

TANG Yongliang, WANG Qian, LI Erpeng, GAO Dengkuan, LIAO Feiran, SU Zhou
(Research Institute of Exploration and Development, Tarim Oilfield Company, PetroChina, Korla, Xinjiang 841000, China)

Abstract:The pebbly sandstone section of the Carboniferous Bachu formation in Tachong 4 oilfield in Tarim basin is a layered edge water reservoir of burial depth of about 3 700 m and characterized by weak natural energy and low degree of formation pressure.The underlying Donghe sandstone section of it is characteristic of in?situ large water body and higher degree of formation pressure.The interlayer pressure difference between the 2 sets of series of strata or reservoirs ranges from 15 to 25 MPa.This paper analyzes the field case of in?situ dump?flooding from interlayer cross flow caused by the interlayer pressure difference, and builds a numerical model for the reservoir geology and development features of Tazhong 4 oilfield, by which the dumpflood development indices by using different types of producers (vertical well and horizontal well) as dumpwater injectors and different well patterns as well as interlayer cross flow are simulated.The results show that application of dumpflood technology to such a layered edge water reservoir is feasible in this oilfield and further pilot test area of well group is selected as well.

Keywords:Tarim basin; Tazhong 4 oilfield; Carboniferous reservoir; dumpflooding technology; interlayer cross flow; large water body;

作者簡介：唐永亮（1985-），男，山東淄博人，工程師，碩士，油氣田開發(fā)，（Tel）15909960628（E-mail）tangyl-tlm@petrochina.com.cn.

基金項目：中石油科技重大專項（2014E-2107）

收稿日期：2015-08-08

修訂日期：2015-10-29

文章編號：1001-3873（2016）01-0074-04

DOI：10.7657/XJPG20160114

中圖分類號：TE331

文獻標識碼：A