楊盛波

(中國(guó)石化勝利油田分公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院,山東 東營(yíng) 257015)

勝利整裝油田地質(zhì)儲(chǔ)量12.9×108t,占勝利油區(qū)地質(zhì)儲(chǔ)量的27.6%,年產(chǎn)油717×104t,在勝利油田中占比26.5%,累計(jì)產(chǎn)油4.7×108t,占勝利油田累計(jì)產(chǎn)油量的41.4%。整裝油田在勝利油田中占有重要地位。目前,整裝油田整體進(jìn)入特高含水后期開(kāi)發(fā)階段,含水95.28%,采出程度36.4%。勝利油田特高含水后期,受非均質(zhì)性影響,出現(xiàn)局部突變點(diǎn),發(fā)育高耗水層帶,影響油藏整體水驅(qū)效果,局部剩余油富集[1-3]。文獻(xiàn)調(diào)研表明,羅馬什金油田地質(zhì)儲(chǔ)量45×108t,含水96.1%,采出程度45.1%;大慶喇薩杏油田地質(zhì)儲(chǔ)量41.7×108t,采出程度高達(dá)53.4%。取心井表明,目前勝利整裝油田含油飽和度在30%～50%之間的占比38.9%,采出程度36.4%,與國(guó)內(nèi)外其他油田相比,具備進(jìn)一步提高采收率的潛力和基礎(chǔ)。目前,對(duì)高耗水層帶的研究,還局限于無(wú)效水循環(huán)、高深條帶及優(yōu)勢(shì)滲流通道等[4],對(duì)特高含水油藏高耗水層帶的發(fā)育特征還不明確[5-7]。本次研究基于勝利整裝油田地質(zhì)特征,對(duì)影響高耗水層帶的多個(gè)因素進(jìn)行研究,并提出有效調(diào)控高耗水層帶的對(duì)策措施,對(duì)指導(dǎo)特高含水期油田效益開(kāi)發(fā)具有重要意義。

1 試驗(yàn)研究

1.1 高耗水層帶影響因素研究

1.1.1 不同滲透率均質(zhì)模型試驗(yàn)

試驗(yàn)條件下,建立不同滲透率的均質(zhì)模型,試驗(yàn)表明,滲透率越高,巖心前緣見(jiàn)水時(shí)間越早,滲透率為500×10-3μm2時(shí),注入0.4VP,前緣即可見(jiàn)水,前緣見(jiàn)水時(shí),采出程度55.9%,巖心波及長(zhǎng)度24 cm;滲透率為2 800×10-3μm2時(shí),注入0.23VP,前緣即可見(jiàn)水,前緣見(jiàn)水時(shí),采出程度42.1%,巖心波及長(zhǎng)度4 cm(表1)。這是由于受到重力分異影響,均質(zhì)模型滲透率越高,重力分異作用越明顯,水易沿底部竄流,越容易形成高耗水層帶。

表1 不同階段高耗水層帶發(fā)育狀況匯總

1.1.2 韻律性影響試驗(yàn)

分別設(shè)計(jì)正韻律、反韻律物理模擬試驗(yàn),研究層內(nèi)均質(zhì)條件下,韻律性對(duì)高耗水層帶的影響。試驗(yàn)結(jié)果表明,注入相同的VP數(shù),采出程度反韻律最高,均質(zhì)模型次之,正韻律最低。這是由于正韻律模型,重力分異作用加劇了層內(nèi)滲流差異,底部高滲韻律段高耗水,而上部中低滲段未被動(dòng)用。反韻律模型,重力分異作用緩解了層內(nèi)滲流差異,下部的中、低滲段也得到較好開(kāi)發(fā)。

1.1.3 并聯(lián)管試驗(yàn)

利用填砂管并聯(lián)試驗(yàn),模擬多層油藏籠統(tǒng)注采及高耗水帶形成及調(diào)控效果,試驗(yàn)參數(shù)如表2所示。

表2 并聯(lián)管試驗(yàn)參數(shù)

為進(jìn)一步表征穩(wěn)定注采的耗水程度,引入耗水強(qiáng)度,即每采出1 t油需要消耗的注入水t數(shù)。

試驗(yàn)表明,吸水比例的變化特征為三層中1、2號(hào)層是主力吸水層,3號(hào)層吸水比例很小。最高滲層1號(hào)吸水比例呈先升高后降低的特征(圖1),轉(zhuǎn)折點(diǎn)對(duì)應(yīng)于整體含水95%時(shí)刻。研究表明,高低滲層滲流阻力比值與時(shí)間關(guān)系為非單調(diào),造成高滲層吸水比例先上升后降低(圖2)。這是因?yàn)樽⒉删g滲流阻力是含水飽和度的函數(shù),高、低層滲流阻力變化的,變化速度取決于含水飽和度變化快慢。過(guò)程推導(dǎo)如下:

據(jù)兩相滲流理論,注采井間總滲流阻力為:

式中,R總為注采井間總滲流阻力;K為滲透率,10-3μm2;Krw為水相相對(duì)滲透率,10-3μm2;Kro為油相相對(duì)滲透率,10-3μm2;L為油水井間距離,cm;Xf為水突破距離,cm;μ0為油相黏度,mPa·s;μw為水相黏度,mPa·s;Swc為臨界含水飽和度。

上式表明滲流阻力是含水飽和度函數(shù),是變化的。由于含水飽和度是沿著位置X變化的,要準(zhǔn)確求得注采井間的阻力,需要采用數(shù)值模擬方法,計(jì)算求得不同時(shí)刻飽和度在X空間內(nèi)的定量分布,然后根據(jù)每個(gè)位置的飽和度計(jì)算油水相對(duì)滲透率值,代入上式,進(jìn)行數(shù)值積分,求得注采井間阻力隨時(shí)間的變化,高滲層和低滲層的滲流阻力比值變化規(guī)律(圖2)。

圖1 小層吸水比例

圖2 數(shù)值模擬高低滲層滲流阻力之比變化

1.1.4 不同沉積相對(duì)高耗水層帶影響

根據(jù)油田單元地質(zhì)特征,建立相帶控制的50 cm×50 cm×0.5 cm平板物理模型進(jìn)行試驗(yàn)研究。

試驗(yàn)結(jié)果表明,注入1.2VP,整體含水95%,排狀井網(wǎng)驅(qū)替試驗(yàn)結(jié)束,受井網(wǎng)及沉積相影響,廢棄河道采出程度最高58.5%(表3)。

受井網(wǎng)和沉積特征影響,高耗水層帶平面分布復(fù)雜,極端耗水層帶發(fā)育在邊灘和廢棄河道。高耗水層帶占比40%,極端耗水層帶占比22%;從瞬時(shí)耗水量來(lái)看,邊灘瞬時(shí)耗水量28.8,河道側(cè)緣瞬時(shí)耗水量?jī)H為13.3,邊灘耗水量是河道側(cè)緣的2.2倍(圖3)。

(1)同一井排不同沉積相位置,含水、瞬時(shí)耗水量差異較大。中間排油井瞬時(shí)耗水量曲線(xiàn)如圖4所示,3口井的瞬時(shí)耗水量之比為P8(邊灘)∶P6(廢棄河道)∶P9(河道側(cè)緣)=3.4∶2.5∶1。受注采關(guān)系及沉積相綜合影響,同一井排階段末含水差異大,高滲區(qū)P8井含水最高94.5%(表4)。

表3 階段末指標(biāo)統(tǒng)計(jì)匯總

圖3 不同相帶瞬時(shí)耗水量對(duì)比

圖4 同一井排油井瞬時(shí)耗水量曲線(xiàn)

表4 油井狀況統(tǒng)計(jì)

(2)同一沉積相不同井排位置,瞬時(shí)耗水量差異較大。

受注采井間滲透率差異影響,階段末瞬時(shí)耗水量不同,分別為42.8%(P13),25.1%(P7),18.5%(P8)。受注采關(guān)系及邊界影響,邊部的P13井含水最高97.7%。P13井注采受效的主要井室W7、W8兩口,兩口井與P13井都位于邊灘位置,注采受效,P13井位于邊界注采主流線(xiàn)位置,導(dǎo)致含水上升快,率先形成高耗水層帶(圖5、表5)。

圖5 邊灘油井瞬時(shí)耗水量曲線(xiàn)

表5 油井狀況統(tǒng)計(jì)

2 高耗水層帶有效調(diào)控

2.1 縱向調(diào)控研究

應(yīng)用數(shù)值模擬方法,對(duì)封堵高耗水層帶的時(shí)機(jī)進(jìn)行優(yōu)化,模擬條件為模擬小層數(shù)3、滲透率級(jí)差6.2、注入VP數(shù)為10。封堵時(shí)機(jī)越晚,采出程度越高,含水大于98%后封堵,采出程度增加幅度緩慢。不同含水期封堵高耗水層,換油率不同。隨封堵高耗水層時(shí)含水升高,換油率先升高,后降低,含水90%時(shí)封堵高耗水層,換油率最高,但采出程度不高。綜合比較采出程度與換油率,在含水98%時(shí),封堵高耗水層為最佳時(shí)機(jī)(圖6)。

圖6 不同封堵方案對(duì)比

統(tǒng)計(jì)不同級(jí)差儲(chǔ)層在高滲層含水率達(dá)到98%關(guān)層后的最終采出程度,發(fā)現(xiàn)級(jí)差越大,關(guān)閉高滲層采出程度提升幅度越大,級(jí)差為3時(shí),提升幅度較小,為1.18,級(jí)差為25時(shí),提升幅度較大,為10.23(表6)。級(jí)差較小時(shí),不存在關(guān)層必要,因此級(jí)差為3是封堵高耗水層帶的界限(圖7)。

表6 不同滲透率級(jí)差模型的參數(shù)

圖7 滲透率級(jí)差與采出程度曲線(xiàn)

2.2 平面調(diào)控研究

平面上,高耗水層帶受不同沉積相帶及注采井網(wǎng)形式的影響,通過(guò)井網(wǎng)轉(zhuǎn)換,改變流線(xiàn)和驅(qū)替方向,對(duì)高耗水層帶進(jìn)行調(diào)控。轉(zhuǎn)變井網(wǎng)形式后,改變壓力梯度分布,抑制強(qiáng)驅(qū),強(qiáng)化弱驅(qū)。

應(yīng)用數(shù)值模擬方法,在正對(duì)行列井網(wǎng)驅(qū)替模擬試驗(yàn)結(jié)束后,設(shè)計(jì)3套調(diào)整方案(五點(diǎn)井網(wǎng)、抽稀井網(wǎng)、轉(zhuǎn)45°井網(wǎng)),進(jìn)行試驗(yàn)對(duì)比,調(diào)整后,含油飽和度平均下降4.3%,瞬時(shí)耗水量平均下降5.7%(表7)。改變井網(wǎng)形式,降低瞬時(shí)耗水量,驅(qū)替更加均衡。對(duì)比不同的井網(wǎng)形式可知,抽稀井網(wǎng)含水下降幅度較高,且含水率上升最慢,有效控制了含水上升,為最佳調(diào)整方案。

表7 不同井網(wǎng)形式階段末試驗(yàn)結(jié)果對(duì)比

3 結(jié) 論

(1)高耗水層受儲(chǔ)層韻律性、滲透率級(jí)差、沉積相帶及注采井網(wǎng)等多因素影響?？v向上,正韻律加劇了高耗水層帶的形成;反韻律緩解高耗水層帶的形成,油藏動(dòng)用更加均衡。并聯(lián)管試驗(yàn)表明,高滲管、低滲透受滲流阻力的影響,吸水量呈現(xiàn)先增加后減低的變化趨勢(shì)。平面上,受不同沉積相及注采關(guān)系的影響,邊灘和廢棄河道位置易形成高耗水層帶。

(2)綜合考慮油藏靜態(tài)、動(dòng)態(tài)因素影響,及油藏經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)指標(biāo),高耗水層帶形成后,多層油藏對(duì)高耗水層含水98%后,進(jìn)行封堵,能夠有效改善油藏開(kāi)發(fā)效果,研究確定封堵的滲透率級(jí)差界限為3。平面上,高耗水層形成后,通過(guò)層系劃分、井網(wǎng)調(diào)整,轉(zhuǎn)變流線(xiàn),耗水量降低超過(guò)5%,有效延長(zhǎng)油藏經(jīng)濟(jì)壽命期。