劉利清， 劉培亮， 蔣 林

（中國石化西北油田分公司采油三廠，新疆庫車 842000）

塔河油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段阿克庫勒凸起西南部，構(gòu)造上呈現(xiàn)北東高、南西低的格局，油藏埋藏深度 5 500～7 000 m，是以奧陶系碳酸鹽巖儲層為主產(chǎn)層的大型油氣田[1]。奧陶系碳酸鹽巖儲層非均質(zhì)性極強，具有孔、縫和洞共存等現(xiàn)象，儲集體空間尺度具有變化大、分布不連續(xù)等特征。由于油藏埋藏較深，目前的地球物理勘探技術(shù)無法對儲集體內(nèi)部結(jié)構(gòu)進行精細刻畫描述，嚴重制約了該類油藏的高效開發(fā)。

塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏的開發(fā)，先后經(jīng)歷了天然能量彈性開采和注水開采2個階段，目前處于注水開采階段的中期，部分注水井面臨著效果變差和失效的風(fēng)險，急需探索改善注水開發(fā)效果和調(diào)整治理失效注水井的技術(shù)措施。為此，不斷探索縫洞型油藏定量化精細注水開發(fā)技術(shù)，重點研究了不同類型的井儲關(guān)系、不同縫洞結(jié)構(gòu)的注水壓力變化關(guān)系、注水量與動用儲集體距離及動用儲量的關(guān)系等。經(jīng)過多年的定量化精細注水開發(fā)研究及實踐，初步形成了以物質(zhì)平衡方程為理論基礎(chǔ)的量化注水開發(fā)技術(shù)，完成了由定性判斷向定量分析的轉(zhuǎn)變。筆者從注水時機量化、單井注水參數(shù)量化和單元注水參數(shù)量化等方面，分析、闡述了量化注水開發(fā)技術(shù)的理論依據(jù)、技術(shù)方法和應(yīng)用效果，以期為其他碳酸鹽巖縫洞型油藏注水開發(fā)提供借鑒。

1 注水時機量化

隨著油氣不斷采出，儲層內(nèi)流體壓力逐漸降低，作用在裂縫及基質(zhì)巖塊上的有效作用應(yīng)力隨之增大，導(dǎo)致裂縫閉合，造成導(dǎo)流能力變差[2]。通過計算油井裂縫閉合臨界壓力，可以折算出臨界動液面，然后根據(jù)油井生產(chǎn)過程中動液面變化趨勢確定合理的注水時機[3]。

研究油氣藏壓力衰竭過程中裂縫的臨界閉合規(guī)律，應(yīng)分析其表面微凸體的受力情況。分析得出，作用在裂縫表面的有效正應(yīng)力取決于原地應(yīng)力、裂縫產(chǎn)狀（裂縫傾角、裂縫走向與最大水平主應(yīng)力的夾角）以及裂縫內(nèi)流體壓力[2]，其數(shù)學(xué)表達式為[4]：

式中：σne為作用在裂縫表面的有效正應(yīng)力，MPa；σv為垂向應(yīng)力，MPa；σH為最大水平主應(yīng)力，MPa；σh為最小水平主應(yīng)力，MPa；α為裂縫傾角，（°）；β為裂縫走向與最大水平主應(yīng)力的夾角，（°）；pp為裂縫內(nèi)流體的壓力，MPa。

假設(shè)裂縫閉合過程中相鄰微凸體間無相互作用力，且微凸體具有各向同性，則：

式中：σx，σy和 σz分別為微凸體在三維坐標系下 x，y和z方向的有效應(yīng)力，MPa；μ為巖石的泊松比。

將裂縫微凸體的屈服極限（裂縫面發(fā)生塑性屈服的屈服強度）表示為σs，有：

式中：m為材料參數(shù)；I1為第一應(yīng)力不變量，MPa；K為巖石材料的屈服應(yīng)力，MPa。

當 F(σ)=0 時，σs可表示為：

則裂縫閉合微凸體發(fā)生塑性屈服的臨界流體壓力pps為：

式中：h為臨界動液面，m；H為井深，m；p1為井口壓力，MPa；ρ為井筒流體密度，kg/m3；g為重力加速度，m/s2。

當生產(chǎn)井的動液面下降到接近計算的臨界動液面時，即可實施注水[4]。

2 單井注水參數(shù)量化

碳酸鹽巖縫洞型油藏可近似認為是大底水未飽和油藏，初期開發(fā)以彈性能量開采為主。根據(jù)未飽和彈性驅(qū)動油藏物質(zhì)平衡方程[5]可以得出：

式中：Np為累計采油量，m3；N為原始儲油量，m3；Bo為壓力降至p時地層油的體積系數(shù)；Boi為原始條件下地層油的體積系數(shù)；Δp為油藏壓力下降值，MPa；ko為彈性能量開采時單位壓降采油量，m3/MPa；Ct為總壓縮系數(shù)，MPa-1。

隨著原油開采的進行，地層能量逐漸減少，注水補充地層能量后，根據(jù)未飽和油藏的天然底水和人工注水的彈性水壓驅(qū)動物質(zhì)平衡方程可以得出[6-7]：

式中：Wi為累計注水體積，m3；Bw為壓力降至p時地層水的體積系數(shù)；kw為單位壓力恢復(fù)耗水量，m3/MPa。

利用 ko和kw定性描述油井生產(chǎn)過程中的能量變化趨勢和注水后的能量恢復(fù)狀態(tài)，理論定容條件下，流壓與累計采油量呈線性關(guān)系，流壓隨著累計采油量增大而降低；注水過程中，流壓與累計注水量呈線性關(guān)系，流壓隨著累計注水量增大而升高[8]。

注水設(shè)計過程中，可以根據(jù)油井所需要恢復(fù)的壓力Δp，計算出所需的累計注水體積：

3 單元注水參數(shù)量化

3.1 注采壓差計算

對于已經(jīng)建立連通的注采井組，控制合理的注采壓差，可以有效防止水竄[9]。注采壓差為注水井與采油井的井底流壓之差，表達式為：

式中：Δpwo為注采壓差，MPa；pw為注水井井底流壓，MPa；po為采油井井底流壓，MPa。

注采壓差穩(wěn)定時，流入受效井的流量與采出液量相等，受效井壓力不發(fā)生變化，注采壓差的變化關(guān)系如圖1所示。

圖 1 注采井組壓差曲線Fig.1 Differential pressure curve of injection-production well group

3.2 受效井組分水率計算

碳酸鹽巖縫洞型油藏儲層為無規(guī)則的立體網(wǎng)狀縫洞結(jié)構(gòu)，井間注采對應(yīng)關(guān)系復(fù)雜，井組間存在著“一對一”和“一對多”注采對應(yīng)關(guān)系。對于一注多采的井組，需要進行分水率計算，通過合理量化調(diào)整注采參數(shù)實現(xiàn)均衡波及，保證最佳注水效果[10]。

可近似認為注入水的波及作用為水驅(qū)彈性驅(qū)動，由彈性驅(qū)油藏物質(zhì)平衡方程得出彈性采收率：

式中：ηpb為彈性采收率；Npb為彈性采油量，m3；Ce為有效壓縮系數(shù)，MPa-1；pi為注水前受效油井地層壓力，MPa；Δpe為受效油井壓力變化值，MPa。

理論模型條件下，一注多采井組的分水率主要受水驅(qū)彈性產(chǎn)率的影響，兩者之間呈線性關(guān)系。因此，可近似認為下不同受效井之間的分水率為Δpe的比值。

井組注水過程中，受效井的Δpe主要受井間裂縫通道導(dǎo)流能力和采油井采液強度的影響[11]。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏量化注水開發(fā)技術(shù)已累計應(yīng)用 142 井次，增油量 10.95×104t，注水有效率大于84.3%，增產(chǎn)效果顯著，有較好的推廣應(yīng)用價值（總體應(yīng)用效果見表1）。下面以典型井為例，具體說明其應(yīng)用情況。

表 1 量化注水開發(fā)技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用效果Table 1 Field application effect of quantitative water injection development technology

1）注水時機計算。位于塔河油田托甫臺區(qū)塊的TP38X井是一口注水替油生產(chǎn)井，目的層為裂縫性油藏，根據(jù)式（6）計算出裂縫閉合臨界壓力pps為31.93 MPa，根據(jù)式（7）計算出臨界動液面 h 為2 868.81 m。該井動液面接近 2 868.81 m 后，為避免地層裂縫閉合，采取了注水補壓措施，以恢復(fù)供液能力。該井先后進行了7輪次注水替油生產(chǎn)，累計注水 20 170 m3，累計增油量 1.43×104t，效果明顯。

2）單井注水量計算。位于塔河油田托甫臺區(qū)塊的TP68X井常規(guī)完井后投產(chǎn)，自噴期間累計產(chǎn)油量2 164 t，單位壓降產(chǎn)油量為 213 m3/MPa；轉(zhuǎn)抽后供液迅速變差，動液面降至2 778.00 m時開始注水替油生產(chǎn)。設(shè)計時發(fā)現(xiàn)，動液面需恢復(fù)到800.00 m，所需壓差為16.62 MPa，按式（12）計算出累計注水體積Wi為 3 025.69 m3。通過量化注水量，TP68X 井累計進行了 3 輪次注水替油生產(chǎn)，累計增油量 5 086 t，效果顯著。

3）注采壓差計算。托甫臺區(qū)塊TP56-TP225井組的井間連通程度較好，注水水竄時井間壓差為6.0 MPa，通過下調(diào)注水量，控制井間壓差小于水竄臨界壓差后，井組生產(chǎn)效果較好，日均增油9.0 t。

4）受效井組分水率計算。托甫臺區(qū)塊的TP53XTP12-TP58X-TP29CH井組為典型的一注多采井組，其中TP53X井為注水井，TP12井、TP58X井和TP29CH井為受效井。注水開采前，計算了該井組的分水率。分水原則是在保證井組注水效果最大化的前提下，當前注水量必須小于最小水竄注水量。通過計算，受效階段的壓力變化值分別為2.7，3.7 和 3.3 MPa，分水率依次為 0.28，0.38 和 0.34。該井組按此分水率注水生產(chǎn)后，延長了注水有效期。

5 結(jié)論與建議

1）以物質(zhì)平衡方程為理論基礎(chǔ)，結(jié)合巖石力學(xué)，從注水時機量化、單井注水參數(shù)量化、單元注水參數(shù)量化3方面，介紹了量化注水開發(fā)的技術(shù)方法，分析了應(yīng)用效果。

2）通過計算油井裂縫閉合的臨界壓力，求得油井生產(chǎn)臨界動液面后，可以確定油井合理的注水時機；利用能量指示曲線和注水指示曲線，可定量描述油井注水開發(fā)的能量變化過程，通過判斷油井所需壓力恢復(fù)水平，可以精確設(shè)計注水參數(shù)；量化計算及合理控制注水井組井間壓差，可以有效防止注入水的水竄，其中一注多采井組通過計算受效井分水率，確定主次井間通道，為合理調(diào)整配注量提供科學(xué)依據(jù)。

3）塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏注水后期，可以通過高壓、大排量注水波及動用遠井地帶儲集體，通過調(diào)流道改善井間水驅(qū)效果。對于注水失效或者無效油井，可以嘗試采用注氣來動用儲層高部位封存的剩余油，不過，這有待于進一步研究、驗證。