陶 麗

(中國石化勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院,山東 東營 257100)

勝利油田整裝多層油藏覆蓋地質儲量6.0×108t,由于目前多層合采合注、注采井網長期固定,層間及平面驅替程度不均衡[1-3],油井產量大幅下降,含水上升快。為了實現油田長期可持續(xù)發(fā)展,開展多層油藏提高采收率技術研究[4-5]尤為重要。本研究選取典型多層油藏單元孤東油田六區(qū)館54-68的典型示范區(qū)開展先期研究,在多層油藏層間、平面及層內剩余油分布特征研究[6]的基礎上,開展了層系井網變流線調整技術研究[7],為勝利油田整裝多層油藏提高采收率打下基礎,并對國內外其他同類型油田的開發(fā)具有指導和借鑒作用。

1 剩余油分布特征研究

在精細地質研究的基礎上,利用建模數模一體化技術建立了示范區(qū)三維精細地質模型和數值模擬模型[8]。根據數值模擬結果,結合油藏工程等方法開展平面、層間和層內剩余油分布特征研究[9-10]。

經研究,正韻律多層油藏二元驅后的剩余油分布特征為:平面上除砂體邊部外,油井排間、注采井網分流線含油飽和度較高,注采井網主流線其次,水井排間最低;層間主力層與非主力層驅替程度差異大,非主力層含油飽和度高,但剩余儲量絕大部分仍集中在主力小層,主力小層仍是挖潛剩余油的重點;層內剩余油呈現上部富集、下部水淹嚴重的特征。

2 層系井網變流線調整技術研究

2.1 調整思路

針對多層油藏油層多、層間物性及采出狀況差異大的特征,需首先進行層系的合理細分和組合[11];在層系細分重組的基礎上,結合井網、井距狀況及剩余油分布特征,設計多套有代表性的井網變流線方案,利用油藏數值模擬方法及經濟評價方法優(yōu)選出最佳方案[12]。通過調整以轉變液流方向,提高層間及平面儲量動用程度,經濟有效地提高采收率。

2.2 層系細分重組研究

傳統(tǒng)的層系細分只考慮滲透率、油層厚度和原油黏度差異,而層系細分重組四級優(yōu)化技術考慮了層間剩余油飽和度差異。

該技術引入擬滲流阻力系數綜合表征滲透率、原油黏度和剩余油飽和度等動靜態(tài)參數對層間干擾的影響。從達西公式出發(fā),將滲流阻力項的R′定義為擬滲流阻力系數,代表隨飽和度變化的油水兩相滲流能力。擬阻力系數級差越大,層間干擾越嚴重。

ko=k·kro(sw),kw=k·krw(sw).

(1)

式中,R′為擬阻力系數;μo為油相黏度,mPa·s;fw為含水率;μw為水相黏度,mPa·s;sw為含水飽和度;k為絕對滲透率,10-3μm2;kro為油相相對滲透率,10-3μm2;krw為水相相對滲透率,10-3μm2。

按照一般層系細分原則(具有穩(wěn)定的隔夾層,層間滲透率級差小于3),設計出一系列層系細分組合方案,將這些方案按照層系細分重組四級優(yōu)化方法進行篩選。第一步,擬滲流阻力級差篩選,根據不同滲透率范圍擬阻力級差與采出程度關系曲線(圖1),確定該示范區(qū)的擬滲流阻力級差界限為5.5,按照擬滲流阻力系數計算方法,計算得到各方案的擬滲流阻力級差,篩選出擬滲流阻力級差小于5.5的方案。第二步,排除單控儲量小于4.5萬t的方案。第三步,對開發(fā)指標進行預測,篩選出方案實施以后十五年末采出程度較高的方案。第四步,經濟指標優(yōu)化,優(yōu)選出經濟指標最高的方案。經過四級優(yōu)化方法的逐級篩選,優(yōu)化出擬滲流阻力級差小、有一定的儲量基礎、開發(fā)經濟指標最佳的層系劃分方案。

圖1 不同滲透率范圍擬阻力級差與采出程度關系曲線

2.3 井網變流線調整研究

在層系細分重組的基礎上,根據剩余油分布特征,結合目前井網、井距狀況,按照抽稀、油水井別轉換和打新井加密這3個變流線方向進行井網變流線調整方案設計。其中抽稀和油水井別轉換充分利用老井,成本低,是重點考慮方向。以孤東油田館54-68示范區(qū)為例,原井網為212 m×106 m正對列井網,設計了7套井網變流線方案,以下是其中比較典型的3種井網變流線調整方案:

(1)抽稀形成交錯行列:油水井隔一抽一,形成上下兩套212 m×212 m交錯行列式井網(圖2)。該方案可以改變流線方向27°,挖掘排間分流線剩余油;充分利用老井,成本低。

圖2 老井抽稀形成2套交錯行列井網

(2)抽稀+轉井別形成正對行列:油水井隔一抽一,并進行井別轉換,形成兩套212 m×212 m正對行列式井網(圖3)。該方案流線轉變90°,挖潛油水井間剩余油,充分利用老井,但水井轉油井風險較大。

(3)原井網+加密稀井網形成正對行列:上層系采用原井網開發(fā),下層系在原井網分流線位置打新井形成212 m×212 m的正對行列井網(圖4)。新井網流線轉變90°,充分挖潛排間剩余油,但打新井成本高。

圖3 抽稀+轉井別形成2套正對行列井網

圖4 原井網+打新井形成正對行列井網

利用數值模擬技術預測方案指標,優(yōu)選出投入產出比最大的方案作為最佳方案,即:老井抽稀成2套層系,并分別形成212 m×212 m的交錯行列井網。

3 成果應用情況

該研究成果指導完成了孤東油田館54-68示范區(qū)方案的礦場實施。預計在實施以后的十五年末提高采收率2%,前三年產能達到3.1×104t。方案自2014年2月實施以來,第一年實際產能達到了3.21×104t,峰值日油水平較調整前增加了23 t,自然遞減率由19%下降到了8.5%,取得了較好的變流線調整效果。該項目的成功實施對下步同類型油藏的推廣具有重要的借鑒意義。

4 結 論

(1)研究出正韻律多層油藏二元驅后剩余油分布特征:層間各層采出程度差異大,非主力層含油飽和度高,但主力層剩余儲量大;平面油井排間、注采井網分流線剩余油飽和度高;層內頂部剩余油富集。

(2)建立了層系細分重組四級優(yōu)化方法,與傳統(tǒng)方法相比,考慮了層間剩余油飽和度差異等動態(tài)參數,優(yōu)化出的層系細分重組方案適應性更強,層間干擾小,增油效果更好。

(3)形成了二元驅后采用井網調整以轉變流線方向挖潛不同位置剩余油的開發(fā)調整方法,提高分流線及油井間等弱驅部位的驅油效率,礦場實施效果好。

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