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吳媛媛?黃志偉?崔永北?張夢帆

（中國石化集團勝利油田分公司勝利采油廠，山東東營 257051）

 

0引言

特低滲油藏的自然驅替動力包括邊底水驅、溶解氣驅、巖石的彈性驅等[1]。由于特低滲油藏本身的孔隙度小，滲透率很低，油藏的天然驅替動力不足，導致采收率比較低，不能夠達到很好的開發效果。實際開發中主要通過超前注水、酸化壓裂、增加注采井數、調整井網、改變油藏注采比、控制井底流壓、調整油藏的采油速度等措施補充儲層能量[1]，增大油藏的驅替動力[2]。如何及時補充地層能量、建立有效的驅替動力系統，對特低滲油藏的開發至關重要。

本文基于特低滲油藏開發理論和實踐，分析影響驅替動力的主要因素。結合勝坨油田坨斜726單元的實際開發實踐，對壓驅注水開發方式下影響特低滲油藏的驅替動力主要因素（比如啟動壓力、合理注水壓力、注水時機、壓力保持水平、井網系統等）進行研究，以期在開發過程中使油層具有持久穩定的驅替動力，達到預期開發效果。

1地質背景與地層概況

1.1 區域構造特征

研究區位于東營凹陷北部陡坡帶（如圖1所示）。從區域構造古地理上看，早始新世，由于構造活動強烈，產生了陳家莊、博興、金家等主要斷裂，凹陷內部出現多個沉降中心晚始新世到早漸新世，東營凹陷內伸展裂陷作用強烈，此時中央隆起帶開始隆起中晚漸新世，裂陷活動進入后期，受濟陽運動影響，中央隆起帶出現上拱趨勢，初步形成了利津、民豐、牛莊、博興4個洼陷及北部陡坡帶、中央隆起帶和南部斜坡帶的構造格局[34]。

圖1 東營凹陷區域構造位置圖及綜合柱狀圖

1.2 研究區地層特征

本次研究對象為勝坨油田勝北斷層下降盤沙河街組沙四段上亞段，物源供應主要來自北部的陳家莊凸起，以半深湖—深湖沉積為主[5]，巖性以粉砂巖、砂質泥巖、中細砂巖、含礫中細砂巖為主（如圖2所示）。

1.3 研究區開發概況

1994年坨71單元投入開發以來，經歷了多次勘探、擴邊。2013年，通過對構造情況、沉積規律重新認識，將勘探目標瞄準深水滑塌濁積扇獨立砂體（如圖3所示）。該型儲層巖性主要以棕褐色、灰黃色中厚層狀油浸細礫巖、砂巖、泥質砂巖為主，儲層平均孔隙度14.2%，平均滲透率2.53×103μm2，為低孔、低滲儲層，原油密度0.86g/cm3屬低含硫輕質原油，地質儲量202萬噸。

通過前期的試油試采發現，一是本區塊平面上單井產能與儲層物性及厚度呈正相關性。例如2020年3月投產的坨斜726井，位于砂體中心部位，儲層物性好，初期產能高，日油可達63噸/天。二是油井壓裂可以取得較好的增產效果。本區STT710自噴投產后末期日油1.9噸/天，經過壓裂后日油上升至13.3噸/天，油井壓裂后擴大了油藏體積，改善了儲層滲透性。三是天然能量開發，產量遞減較快。從區塊整體開發情況來看，單井日油遞減整體呈兩段式，初期產量遞減較快，平均年遞減率54.6%，后期供液不足，日液小于2噸。

制約單元效益開采主要有兩方面的問題一是投產初期產能高，后期產量遞減大。本塊壓力系數高、存在高滲條帶，是實現初期高產的原因，但厚度偏薄、砂體范圍小導致油井“能量體積”小，衰竭速度快，遞減快。從該區塊歷史開采情況看，彈性開發不能解決能量供應問題，無法取得長期開發效果。二是受物性影響，水井注入難，油井見效難。受沉積環境的影響本區產層單一，砂體較為封閉，彈性開發導致采出程度低。針對本區高壓低滲油藏特征，一般采用小井距、密井網開發，通常投入大、效益差。依據本區塊儲層特征，需采用非常規的水驅手段。

結合開發實踐，把水力壓裂與壓驅注水結合起來，有效解決低滲油藏注采兩難，提高采收率?；诔练e砂體展布、對應受效井情況，轉注坨斜726井，采用超前注水原則進行開采，探索壓驅注水技術在低滲濁積巖油藏開發的適應性。

2.壓驅注入過程及效果分析

2.1 注入過程概述

圖4 坨斜726井注入情況變化表（2022.01.22—2022.07.08）

從注入情況看（如圖4所示），在井口增壓的情況下，低滲透儲層的吸水能力遠遠超出高滲透砂巖。坨斜726壓驅井組油藏中深4085.8米，儲層滲透率1.73×103um2，儲層厚度14～17米，破裂壓力51.8MPa，常規注水不吸，91天累計注水50111立方米，平均日注水550立方米。

整體可分為兩階段注入。

第一階段，高強度升壓+關井均衡壓力場。配注1000立方米/天，注入37天，累計注入26317立方米，注入時受效井關井，注入壓力呈持續上升趨勢。

第二階段，低排量穩定注水+觀察壓力擴散情況開井引效。配注500立方米/天（限壓45兆帕），階段注入23794立方米。注入壓力最終穩定在44～45MPa。

2.2 采出端壓力變化及效果分析

經過91天的壓驅注水，累計注入量50111立方米，基于動態響應來看，南北向受效油井壓力大幅上升，東西向油井不同程度受效（如圖5所示）。

圖5 坨斜726單元受效井壓力變化情況

STT726X1、STT726X2與STTX726動態響應明顯，其中STT726X1壓力上升幅度最大注入后STT723X1、STT710X3壓力無明顯上升，推測與STTX726是不連通的，為獨立砂體。必須說明的是，通過壓驅注入受效油井均保持自噴生產。

從受效最為明顯的STT726X1、STT726X2看，壓驅前日油0.5噸/天上升到目前25.2噸/天，最高時達到40.5噸/天，含水由壓驅前11.74%下降至3.91%，從受效井生產情況看，產生了有效驅替。 

圖6 坨斜726壓驅受效井組開發生產曲線

3有效驅替的建立

從建立有效驅替的角度看，根據能量變化，確定合理注采比及采油速度。在此基礎上，通過分析古環境變化特征及沉積儲層分布，確定注水壓力和注水時機，保證在開發過程中有持續、穩定的驅替動力。

3.1 主流線沿主應力方向快速突破

基于對應油井受效情況分析（如圖7所示），主要是STT726X1、STT726X2壓力上升較快。根據壓裂裂縫監測結果來看，坨斜726單元主應力方向為北東向66°～80°。表面上看，對應油井壓力上升較快的STT726X1、STT726X2同主應力方向一致。從沉積環境、搬運機制的角度分析，研究區沙四純上沉積期屬于典型的斷陷湖盆陡坡帶深水重力流沉積地層，順物源方向北部（STT726X1）湖盆邊緣到南部（STT726X2）湖盆中心，沉積地層整體呈現北高南低的趨勢。

同排主應力方向上，通過壓裂改善油藏體積，導致純基質的井距大幅縮短（STT726X1距注入井220米，STT726X2距注入井400米）。在高泵壓的大排量注入下，極易沿主應力突破，形成瞬間見效，使點狀驅轉變為排狀驅，整體擴大了波及體積。

圖7 左側為對應油井微地震監測改造的油藏體積圖（SRV），右側為坨斜726塊地層連井剖面圖

基于構造高差、砂體展布及儲層連通性綜合分析，發現沉積相帶的發育是決定有利儲集體展布的物質基礎，STT726X1、STT726X2受效有差異，主要受深水重力流砂體展布的影響。由于斷層活動觸發斜坡失穩滑塌，以砂質滑動滑塌沉積為主，隨著搬運距離的增加，其前端可能與主體分離出現滑脫體，最終與舌狀體分離，并在其前端單獨形成遠端砂質碎屑流沉積，推測STT726X1、STTX726為滑塌主體，STT726X2儲層為單獨滑脫體，與主體存在弱連通。 

3.2 近破裂壓力注水產生的微裂縫改善了儲層滲透性

在配注為1000立方米/天的情況下，基于注入端注入壓力變化、采出端（STT726X1）油壓漲幅，將其分為兩個階段。第一個階段為未裂縫階段，注入端表現為短時間高排量注入，注入壓力呈緩慢上升趨勢，注入量達11520立方米時，注入壓力最高達到40Mpa，采出端（STT726X1）平均壓力漲幅為0.64Mpa/天第二個階段為微裂縫階段，注入端表現為注入壓力突然由40Mpa下降至30Mpa，而后緩慢上升，穩定在44Mpa，而采出端（STT726X1）平均壓力漲幅為1.22Mpa/天。通過注入端、采出端壓力變化，發現近破裂壓力注水使地層產生新的微裂縫。提高儲層滲流能力，能實現快速注入增能，進一步提高地層后續穩定注入能力。它是產生穩定驅替動力的基礎，保證了注入進度。

必須說明的是，注入端在穩定注入1000立方米/天的情況下，注入壓力2月4日下降至30Mpa，而采出端受效油井（STT726X1）在2月5日壓力出現了變化。這一耦合變化進一步反映了水驅前緣的擴散時間，為我們分析驅替壓力梯度、壓力擴散時間提供了數據支撐。

3.3 壓驅建立的有效驅替動力是見效關鍵

滲流理論與特低滲油藏驅替動力的研究表明，只有當驅替壓力梯度大于油層啟動壓力梯度時，有效注采關系才能建立。當生產井和注水井之間的距離小于極限注采井距時，注入端和采出端之間才能建立有效的驅替關系，使井組獲得長期穩產（如圖8所示）。

以受效最為明顯的對應油井STT726X1為例。

壓驅初期注入端近破裂壓力大排量注入（配注1000立方米/天），為地層快速補充能量，對應油井STT726X1關井，其油壓持續上升。注入量達23070立方米時，對應油井STT726X1油壓達33.27Mpa。

壓驅中期注入端與采出端耦合注采，為開關井去除氣體影響，經過兩次開關井，對應油井STT726X1開井后壓力快速下降，最終油壓由開井前33.27Mpa下降至3.25Mpa，此時日油約8.9噸/天。通過開關井觀察，此時壓力傳導轉化為介質傳導。

壓驅末期為促進介質傳導，減少水竄風險形成穩定驅替，注入端配注降至500立方米/天，此時對應油井STT726X1在放噴狀態下油壓呈緩慢上升趨勢，且日油由8.6噸/天上升至13.8噸/天。由此可知，此時建立了有效的驅替壓力梯度。在3月24日進行第三次關井，驗證是否真的建立了有效驅替壓力梯度。這次關井憋壓至49.3Mpa，開井后壓力迅速下降至9.5Mpa，此時放噴狀態下油壓呈穩定上升趨勢，日油為27.2噸/天，驗證確實形成了有效驅替。

提高低滲透油藏多孔介質中的流體流動，必須施加較大的驅替壓力梯度，將注入壓力穩定在44MPa，配注500立方米/天，同時采出端在放噴狀態下油壓呈緩慢增加的趨勢，保證日油呈上升趨勢?；诓沙龆说膲毫腿沼妥兓?，建立有效驅替壓力梯度。

上述公式表明，只要知道注水井和生產井的井底壓力、地層壓力以及注采井距就可以確定注采井之間任一點的驅替壓力梯度。

綜上所述，特低滲儲層的特性是具有啟動壓力，啟動壓力大小主要取決于儲層的滲透率，驅替壓力梯度在注水井附近很大，而在注、采井之間逐漸減弱，注入水能量主要消耗在井筒附近。因此，在不同的注采井距下，只有當油層啟動壓力小于最小驅替壓力梯度時，有效驅替關系才能建立[69]?；谧⑷攵?、采出端的壓力變化和生產情況，我們認為有效驅替壓力梯度已經建立，通過計算確定0.037 MPa·m1為有效驅替壓力梯度。

4不同驅替動力下驅油效率存在較大差異

開發實踐表明，中高滲透油藏儲層與特低滲透儲層的滲流規律不同，主要表現在常規儲層的滲流遵循達西線性滲流規律。而低滲透儲層的滲流則偏離達西線性規律，表現出低滲非達西滲流特征，且具有啟動壓力梯度，存在附加滲流阻力。

通過對坨斜726區塊地層孔隙中的驅替關系進行模擬，考慮到原油密度、粘度、地層溫度等因素，發現在低壓力梯度下（驅替壓力梯度為0.02MPa·m1），少數大孔隙中的流體參與流動，驅油效果較差隨著壓力梯度的逐漸提高（驅替壓力梯度為0.037MPa·m1），逐漸有較小的孔隙孔道中的流體開始參與流動，驅油效率逐漸提高隨著壓力梯度的進一步提高（驅替壓力梯度為0.05MPa·m1），流體主要沿著優勢通道突進，驅油效率反而降低（如圖9所示）。

圖9 數值模擬坨斜726區塊在不同驅替動力下流體變化情況

過高的驅替動力不一定有較好的驅油效率，在提高注水量和采液量的同時，還應考慮最佳的驅替動力。通過數值模擬表明，當驅替壓力梯度保持在0.037 MPa·m1時，驅替效果最好，采出程度最高。

5結語

本文在精細巖性描述、沉積特征和地層對比分析的基礎上，對坨斜726區塊壓驅井組注入端、采出端壓力變化和生產情況的響應變化規律進行了深入研究，取得了如下認識

（1）通過地層對比和實際注入情況分析，發現沉積相帶的發育是決定有利儲集體展布的物質基礎。STT726X1、STT726X2受效有差異主要受深水重力流砂體展布的影響，由于斷層活動觸發斜坡失穩滑塌，以砂質滑動滑塌沉積為主，隨著搬運距離的增加，其前端可能與主體分離出現滑脫體。

（2）依據注入壓力和受效油井壓力變化響應，識別出兩個儲層變化階段。第一個階段為未裂縫階段，注入端表現為通過短時間高排量注入，注入壓力呈緩慢上升趨勢。注入量達11520方時，注入壓力最高達到40Mpa，采出端（STT726X1）平均壓力漲幅為0.64Mpa/天。第二個階段為微裂縫階段，注入端表現為注入壓力突然由40Mpa下降至30Mpa，而后緩慢上升，穩定在44Mpa而采出端（STT726X1）平均壓力漲幅為1.22Mpa/天，近破裂壓力注水產生的微裂縫改善了儲層滲透性。

（3）基于注采情況和影響特低滲油藏驅替動力因素的綜合分析，當驅替壓力梯度大于油層啟動壓力梯度時，有效的注采關系才能建立。通過注入端、采出端的壓力變化和生產情況分析，在本區塊建立了有效驅替壓力梯度，有效驅替壓力梯度為0.037 MPa·m1。在此基礎上對地層孔隙中的驅替關系進行模擬，發現不同驅替動力下驅油效率存在較大差異，過高的驅替動力不一定有較好的驅油效果，在提高注水量和采液量的同時，還應考慮最佳的驅替動力，使井組獲得長期穩產。

 

參考文獻

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作者簡介吳媛媛（1982—），女，碩士，高級工程師，研究方向油氣藏開發研究與管理。

 

Enhanced Oil Recovery ratio of Low Permeability Reservoirs by Pressureoperated Water Injection: A Case Study of Tuoxie 726 Unit in Shengtuo Oilfield

WU Yuanyuan,HUANG Zhiwei,CUI Yongbei,ZHANG Mengfan

(Shengli Oil Production Plant, Shengli Oilfield Company, SINOPEC, Dongying  Shandong  257051)

Abstract:The study on the effective displacement dynamics of pure upper submember of Sha 4 in Block 71 of Shengtuo Oilfield can provide theoretical support for the development of turbidite reservoir in Dongying sag. Through the detailed analysis of the formation and actual injection conditions in Tuo 71 area of Shengtuo Oilfield, it is coucluded that the difference between STT726X1 and STT726X2 is mainly affected by the distribution of deepwater gravity flow sandstone. According to the pressure changes and production conditions at the injection end and the production end, we established the effective displacement pressure gradient in this block, and which considered to be 0.037 MPa·m1. On this basis, the displacement relationship in the formation pores is simulated, and it is found that there are great differences in oil displacement efficiency under different displacement dynamics, and too high displacement dynamics may not have better displacement efficiency. While improving the amount of water injection and liquid production, the best displacement dynamics should also be considered to achieve longterm stable production of the well group.

Key words:Shengtuo Oilfield;pure upper submember of Sha 4;pressureoperated water injection;microfractures; effective displacement dynamics