張運來 汪全林 王記俊 張 弛 潘 杰

中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

渤海油田60%以上的儲量分布于河流相沉積儲層,油藏普遍具有埋藏淺、構造幅度平緩、儲層膠結疏松、高孔高滲、地層原油黏度大等特點,油藏類型以發(fā)育較強的邊底水油藏為主,油柱高度普遍小于15 m,按照常規(guī)方式開發(fā)此類油藏面臨著含水上升快、產(chǎn)量遞減大、累產(chǎn)油低的問題,該類儲量目前動用程度低,開發(fā)難度大。近年來,隨著水平井布井技術的發(fā)展,在油柱高度12 m以上的底水油藏采用加密調(diào)整、大泵提液的開發(fā)方式獲得了成功,顯著提高了低品質(zhì)底水油藏的儲量動用[1-5]。隨著開發(fā)深入,水平井在特高含水階段的開采規(guī)律、波及范圍、水驅(qū)油效率等方面與現(xiàn)有認識不符,急需開展底水油藏水驅(qū)油規(guī)律研究,以制定出合理的開發(fā)調(diào)整策略。

目前許多文獻對水驅(qū)油田長期大液量開采后水驅(qū)油規(guī)律進行了相關研究,紀淑紅等人[6]從影響水驅(qū)油效率的內(nèi)在儲集層的非均質(zhì)性、潤濕性等和外在因素注水孔隙體積倍數(shù)、注入速度及油水黏度比等方面進行了實驗和理論分析。王華等人[7]對特高含水期油水相滲比與含水飽和度的關系表達式進行修正,推導出新的適用于特高含水期的驅(qū)油效率計算公式。姜維東等人[8]利用理論分析和儀器檢測評價方法,研究了稠油油藏油水相對滲透率和水驅(qū)油效率?，F(xiàn)有資料缺乏對底水油藏特征、開采方式及長期水驅(qū)過程中驅(qū)油效率和相滲的動態(tài)變化的考慮,研究成果存在一定適用性和局限性[9-20],因此,本文利用室內(nèi)長巖心水驅(qū)油實驗和渤海Q油田典型底水油藏豐富動靜態(tài)資料,對底水油藏特高含水期水平井驅(qū)油效率、波及體積進行了系統(tǒng)研究,提出了底水油藏中后期開發(fā)策略。

1 長巖心水驅(qū)油實驗

1.1 實驗原理及方案設計

為反映底水油藏真實驅(qū)替過程,本文通過采用Q油田天然短巖心串聯(lián)拼接成長巖心,結合Q油田實際產(chǎn)液強度,對非均質(zhì)長巖心在特高含水階段改變驅(qū)替速度提高采收率進行了研究。

實驗采用模擬油,黏度為22 mPa·s(20 ℃下);實驗模擬地層水,礦化度10 000 mg/L。實驗長巖心采用54塊天然短巖心拼接成3組而成,相關參數(shù)見表1,可以看出實測串聯(lián)巖心滲透率與理論值非常吻合,由此可以用拼接長巖心代替天然長巖心來研究驅(qū)替速度對采收率的影響。方案設計如下:首先每組長巖心驅(qū)替實驗都以1.0 mL/min恒速驅(qū)替至特高含水階段,然后第一組驅(qū)替速度仍為1.0 mL/min作為空白實驗,第二組增大驅(qū)替速度為3.0 mL/min,第三組增大驅(qū)替速度為5.0 mL/min,驅(qū)替至 2 000 PV后,繪制驅(qū)替倍數(shù)與采收率、驅(qū)替倍數(shù)與壓差的變化關系曲線。

表1 水驅(qū)油長巖心物性參數(shù)表

1.2 實驗結果與討論

3#長巖心采收率、驅(qū)替速度與驅(qū)替倍數(shù)曲線見圖1，不同驅(qū)替倍數(shù)下含水率與采出程度曲線見圖2。由圖1～2可以看出,3#巖心初期以驅(qū)替速度為1.0 mL/min恒速驅(qū)替,無水采油期水驅(qū)倍數(shù)0.3,采出程度15.2%,見水后至水驅(qū)10 PV階段含水快速上升到95%,之后含水上升速度變緩,當注入體積倍數(shù)為140 PV時,含水率達到99.95%,采出程度為64.3%。當驅(qū)替速度提高至5.0 mL/min后,驅(qū)替壓差由1.38 MPa提高至6.55 MPa,經(jīng)過長期高速驅(qū)替至500 PV,采收率由64.3%上升至80.2%,提高幅度明顯,此后持續(xù)長時間驅(qū)替至 2 000 PV,最終的采收率達到84.1%。

不同驅(qū)替速度提高采收率幅度對比實驗數(shù)據(jù)見表2。由表2可以看出,1#長巖心(空白實驗)最終采收率為72.0%,2#和3#長巖心增大驅(qū)替速度,采收率都有不同程度的增加,驅(qū)替速度為3.0 mL/min時,驅(qū)替壓差達到4.62 MPa以上,建立了有效的驅(qū)替,使得注入水在通過巖心時面通量增大，微小孔隙中的剩余油被驅(qū)替到,擴大了水驅(qū)油波及體積。當驅(qū)替速度為5.0 mL/min時提高采收率幅度最大,提高幅度可達12.1%。從三個方案的驅(qū)替結果可以看出,由于非均質(zhì)長巖心在前期指進現(xiàn)象明顯,水驅(qū)油波及系數(shù)較小,增大驅(qū)替速度后,非均質(zhì)長巖心的波及系數(shù)增大,更多油被采出。同時,提高驅(qū)替速度更有利于非均質(zhì)長巖心提高微觀驅(qū)油效率,驅(qū)替速度提高幅度越大對非均質(zhì)長巖心驅(qū)油效率的改善幅度越大。

圖1 3#長巖心采收率、驅(qū)替速度與驅(qū)替倍數(shù)關系曲線圖Fig.1 Relation curve of displacement pressure difference,displacement velocity and displacement multiple of 3# long core

圖2 3#長巖心不同驅(qū)替倍數(shù)下含水率與采出程度關系曲線圖Fig.2 Relation curve of water content and recovery degreeunder different displacement multiples of 3# long core

表2 不同驅(qū)替速度提高采收率幅度對比實驗數(shù)據(jù)表

2 底水油藏大液量驅(qū)替數(shù)值模擬研究

2.1 理論模型建立

依據(jù)長巖心水驅(qū)油實驗獲得相滲數(shù)據(jù),利用數(shù)值模擬方法建立高精度底水油藏理論模型,研究了驅(qū)替過程中波及體積、驅(qū)油效率變化規(guī)律。模型基本參數(shù):網(wǎng)格尺寸為100×100×100,長×寬×高為10 m×10 m×0.3 m。油層厚度10.5 m,孔隙度35%,水平滲透率為 3 500×10-3μm2,垂向滲透率與水平滲透率比值取0.1,地層原油黏度22 mPa·s,水體倍數(shù)取 2 000 倍。水平井設計條件:水平段長度取250 m,水平井井距300 m,油柱高度取10 m,工作制度為定油60 m3/d,限液 1 000 m3/d,經(jīng)濟極限產(chǎn)量為5 m3/d。

2.2 底水油藏水驅(qū)油規(guī)律研究

底水油藏不同驅(qū)替倍數(shù)下水驅(qū)波及狀況見圖3,可以看出,隨著驅(qū)替倍數(shù)的增加,水平井波及形態(tài)呈現(xiàn)出明顯流線型“水脊”形態(tài),水驅(qū)波及體積增幅呈現(xiàn)出先增大后減少的趨勢,這是由于水平井布井區(qū)域油柱高度低,底水錐進速度較快,早期形成的水驅(qū)波及體積較小,當水驅(qū)通道形成后,已波及區(qū)域滲流阻力減少,底水主要沿著強波及區(qū)錐進,中后期通過進一步增大驅(qū)替倍數(shù)和提高驅(qū)替壓差擴大水驅(qū)波及體積的效果有限。在經(jīng)過長期沖刷后,已波及區(qū)計算出最終的采出程度達到74.6%。

圖3 不同驅(qū)替倍數(shù)(時間)下水平井水驅(qū)波及示意圖(油柱高度10 m)Fig.3 Schematic diagram of horizontal well water flooding underdifferent displacement multiples(time)(oil column height 10 m)

2.3 成果驗證

Q油田館陶組B 02 H水平井經(jīng)過近20 a生產(chǎn),累產(chǎn)液量457×104m3,按照150 m的井控區(qū)域計算目前年產(chǎn)液速度125%,驅(qū)替倍數(shù)達到12.2。館陶組B 02 H井區(qū)的過路井實鉆情況見圖4,可以看出,I 04井在距B 02 H水平井120 m儲層位置處鉆遇了10 m油層和1.5 m水淹層,水淹厚度僅占總厚度的13%,中上部未動用,與油藏理論模型的水驅(qū)波及狀況認識一致。從采出狀況來看,B 02 H井已波及區(qū)目前采出程度達到67.7%,甲型水驅(qū)曲線法預測最終采收率75.2%,與模型計算結果基本吻合。

a)井位圖a)Well location map

b)實鉆柱狀圖b)Reservoir drilling histogram圖4 Q油田館陶組過路井I 04實鉆儲層柱狀圖Fig.4 Actual reservoir histogram of Guantao formationin well I 04 in Q oilfield

3 建立底水油藏驅(qū)替指標預測經(jīng)驗公式

圖5 Q油田B 01、B 02井含水率與采出程度關系曲線圖Fig.5 Relation curve between water cut and productiondegree of wells B 01 and B 02 in Q oilfield

館陶組儲層為高孔高滲儲層(平均孔隙度35%,滲透率 4 000×10-3μm2),地層原油黏度22 mPa·s,館陶組水平井長度平均300 m,開發(fā)井距150 m,井控儲量30×104m3/井。B 01、B 02井是A區(qū)塊兩口典型的大液量開采試驗水平井,B 01、B 02井采出程度與含水率關系曲線見圖5,2口井投產(chǎn)后含水率迅速上升至90%以上,進入高含水期后,單井采液量提高到 1 000 m3/d,在近10 a的開采過程中,一直表現(xiàn)出產(chǎn)量穩(wěn)定、含水上升緩慢的特點,呈現(xiàn)出“廠”字型含水上升特征,80%以上可采儲量是在特高含水期采出。

統(tǒng)計分析了館陶組現(xiàn)有水平井采出狀況、井控狀況數(shù)據(jù),結合小井距下水驅(qū)波及體積的研究成果,得到了不同驅(qū)替倍數(shù)下采出程度曲線，見圖6。可以看出,隨著驅(qū)替倍數(shù)提高,水平井波及范圍內(nèi)采出程度逐漸增大,當驅(qū)替倍數(shù)達到8～10時,波及區(qū)采出程度達到50%左右,此時水平井含水率達到95%以上。隨著驅(qū)替倍數(shù)進一步提高,采出程度增大幅度開始變緩,進入長期大液量、低采油速度的開發(fā)階段。

圖6 底水油藏采出程度與驅(qū)替倍數(shù)經(jīng)驗公式圖Fig.6 Experience formula of horizontal well recovery degree anddisplacement multiple in bottom water reservoir

4 底水油藏提液實踐

基于底水油藏水驅(qū)油規(guī)律研究成果及先導試驗井效果,指導了Q油田館陶組A區(qū)塊5口水平井大泵提液至 2 000 m3/d的先導試驗,提液后水平井生產(chǎn)壓差放大至4.0 MPa,平均單井日增油50 m3,含水率穩(wěn)定在95%～96%,有效期在3 a以上。調(diào)整后A區(qū)塊采出程度40.2%,采油速度4.9%,甲型水驅(qū)曲線預測采收率提高了20%,采收率達到58.3%,為類似油藏特高含水階段的開發(fā)提供了寶貴經(jīng)驗。

5 結論

1)室內(nèi)長巖心實驗表明,提高驅(qū)替倍數(shù)及驅(qū)替壓差,驅(qū)油效率能夠較常規(guī)水驅(qū)油100 PV時進一步提高15%～20%。

2)理論研究與實踐證實,海上底水油藏水平井開發(fā)中后期提液以提高驅(qū)油效率為主、擴大波及范圍為輔,80%以上的可采儲量是在特高含水期采出。

3)礦場試驗證實,低油柱底水油藏水平井特高含水期提液幅度增大至 2 000 m3/d,生產(chǎn)壓差放大至4.0 MPa,采收率能夠進一步提高,為類似油藏開發(fā)調(diào)整提供了寶貴經(jīng)驗。