《1 区域沉积背景》

1 区域沉积背景

区域地质研究表明,鄂尔多斯盆地从晚三叠世开始进入内陆坳陷盆地发展阶段,发育了大型内陆湖泊,沉积了厚逾千米的上三叠统生、储油岩系,延长组是湖盆形成、发展和萎缩全过程的沉积记录。长 6 期湖盆开始收缩,沉积补偿大于沉降,为湖泊三角洲建设的高峰期,是典型陆相沉积油层,具备陆相沉积储层物性变化较大的特征[1]

根据 6 口探井共 863 块样品的物性分析数据,研究区延长组长 6 储层物性变化较大,孔隙度最小为 1.3 %,最大可达 19.5 %,平均值为 9.72 %,主要分布在 8 %~12 %,占样品总数的 82 %;渗透率从小于 0.001 ×10-3 μm2 到 95.371 ×10-3 μm2 (为裂缝),主要分布在 0.1 ×10-3 ~2 ×10-3 μm2 ,占样品总数的 90 %。按照原石油行业碎屑岩储层物性划分标准,本区延长组储层多属低孔低渗和低孔特低渗储层。

截至 2004 年年底,子长油田长 6 油藏油井总数401 口,开井 327 口,平均单井日产液 0.66 t,平均单井日产油 0.36 t,采油速度仅 0.23 %,累积产油 98.1 ×104 t。采出程度 6.8 %,综合含水 44.9 %,属于低孔、低渗、浅层低产油田。

《2 注水开发的必要性》

2 注水开发的必要性

该区从投入开发到目前,油藏驱动以弹性-溶解气驱为主。据子 16、子 19、子 24 井测压对比,子 16 井初期平均压力 6.54 MPa,生产 16 个月之后,共产原油 1355 t,地层压力下降到 3.14 MPa,总压降 3.4 MPa,压降速度为 0.21 MPa/月,弹性产出率 399 t/MPa。

根据采收率分析计算结果,对天然能量开发和水驱开采的采收率进行比较分析(见表 1)。

《表1》

表1 长 6 油藏天然能量开发和注水开发的采收率综合取值比较

Table 1 Construction of oilfield development and water -flooding development in Chang 6 Oilfield

理论计算表明,子长采油厂长 6 油藏采用天然能量开发,最终采收率为 10.9 %。但根据矿场实际资料分析,子长油田长 6 油藏采用天然能量开发的最终采收率为 9.3 %。理论计算结果与矿场实际资料分析结果很接近,综合取值 10 %。

根据国内外油藏经验公式计算结果,子长采油厂长 6 油藏水驱采收率在 13.6 %~21.6 %,考虑到油藏整体压裂改造的因素,平均取值为 16.75 %。因此子长油田长 6 油藏水驱后采收率综合取值17.6 %。

综上分析,子长采油厂长 6 油藏采用注水开发比采用天然能量开发能提高 10 %的采收率,因此采用注水开发子长油田长6 油藏很有必要。

4237 井组于 2002 年 6 月实施注水,由于各种原因累积注水不足 3000 m3 ,累积注采比 0.02 ~ 0.14,地层能量亏空较大,但动态反映明显(见表 2),多数邻井产量上升或保持稳定,仅有个别井产量下降。

《表2》

表2 4237 井注水的邻近井动态响应

Table 2 Response of adjacent wells for Well 4237

《3 水驱前缘微地震监测方法》

3 水驱前缘微地震监测方法

由采用天然能量开发转为注水开发,需要随时了解水驱前缘分布、注入水推进速度、邻近见效程度,以便即时调整注采方案。

水驱前缘监测采用微地震方法,在注水井附近布置微地震监测台网,该台网 6 个分站,无线传输、主站记录、自动识别、分析、定位微地震事件,用监测到的微地震源的空间分布密度描述注水前缘分布 [2] 。自动识别采用 13 个标准:地下质点速度的波幅、频谱、前升起、后衰减、波形包络、互相关,地下质点加速度的波幅、频谱、前升起、后衰减、波形包络、互相关及拐角频率特征。以 4237 井组为例介绍了微地震监测过程,图 1 是 4237 井监测时的台站布置示意图,横轴东西向,纵轴南北向,格值100 m,圆点是被监测井监测段在地面的投影,三角点是监测台站位置。台站布置要求是:监测井应该在台站顺序连线包围区内,6 个台站不共圆,3 个以上台站不能共线。台网孔径不小于深度的十分之一。

《图1》

图1 4237 井监测台站布置图

Fig.1 The monitoring station layout of Well 4237

图 2 是注水井及井组其他邻井位置,涉及 4 口邻井。

《图2》

图2 注水井及邻近井的相对位置

Fig.2 Position map of injection and adjacent well

4237 井组于 2002 年 6 月实施注水,由于各种原因累积注水不足 3000 m3 ,累积注采比 0.02 ~ 0.14,地层能量亏空较大,但动态反映明显(见表 2),多数邻井产量上升或保持稳定,仅有个别井产量下降。 4236 井注水后增产明显;4238 井原是采油井,注水水淹后转为注水井。

《4 水驱前缘微地震监测效果分析》

4 水驱前缘微地震监测效果分析

图 3 是等值线表示的水驱前缘及注水见效程度拟合图,由三层等值线表示,最外一层等值线包围区是注水见效区,第二层等值线包围区是注水见效较高的区,第三层等值线所包围的区是注水水淹的区。邻近见效区的井,如果沿着见效较高区优势方向,也会稍见效。由图 3 可以看出,4238 井处于水淹区; 4236 井、4233 井邻近注水见效区,且是第二层等值线凸起位置指向方向,应该注水稍见效;4239 井注水不见效。这与表 2 给出的动态结果一致:4238 井产液量增高并水淹,4236 井、4233 井增产或稳产, 4239 井产液量降低。监测结果准确反映了注水前缘分布和注水见效程度。

《图3》

图3 水驱前缘分布及邻近井见效程度

Fig.3 Water-flooding efficency of adjacent wells for Well 4237

由图 3 还可以看出,注入水的优势流动方向北东东向,相对应力场方向略有右旋,可能受到应力方向及布井方向的共同影响;注水初期,渗流流动速度较快,约每天 1.7 m。后期流动速度较慢,至监测时,2010 年 7 月,注水波及的最大距离不足 400 m,这可能是由于地层吸水,油井采液,在某一特定距离上,注入水失去了向前流动的动力,水驱前缘波及范围是有限的。

水驱前缘方向应该受到应力方向、布井方向及原生裂缝方向的影响。

监测区的优势裂缝方向北西向[1] ,应力方向北东向[3] ,油水井连线方向北东东向;后两者对水驱前缘方向影响强烈。

《5 结语》

5 结语

1)微地震监测结果准确地反映了 4237 井地水驱前缘分布及邻近油井受益状况,给出优势注入水流动方向,估算注水前缘推进速度。为油水井布井及其调整提供亟待了解的依据,是一个现实、可行的监测方法。

2)监测还表明,影响油田注水的不仅有原生裂缝,应力作用也是一个不可忽视的因素。油田注采井网布置应该参考应力方向、原生裂缝方向的影响。而不考虑应力因素,可能影响注水效果。

3)此次水驱前缘微地震监测与实际地质资料基本符合。

4)依据监测结果,注入水沿北东东方向突进明显,在低孔、低渗油田,油水井布置方向应该沿着注水突进方向布置,布井方案是正确的,收到了较好的注水开发效果;若调短北北西方向的井距,可以进一步提高注水见效程度。