李向平，段鵬輝，汪 瀾，康 博，李轉(zhuǎn)紅

(1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司 油氣工藝研究院，陜西 西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安 710018)

引 言

低滲透油藏對(duì)我國(guó)原油供給與安全保障具有重要作用[1-4]。低滲透油藏具有儲(chǔ)層物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)和水驅(qū)效果差等特點(diǎn)，水驅(qū)不均勻影響了增產(chǎn)效果，如何增油控水是一個(gè)急需解決的問(wèn)題[5]。

朱偉軍[6]、申健[7]、馬桂枝[8]等通過(guò)研究發(fā)現(xiàn)影響油藏剩余油富集的主要因素：注采井網(wǎng)完善度、沉積相、層間矛盾和井況。劉薇薇等[9]總結(jié)了5類(lèi)剩余油聚集模式：油層頂部富集型、井間滯留型、斷層根部型、井網(wǎng)未控制型和物性差型，但是沒(méi)有對(duì)剩余油富集的原因做定量的評(píng)價(jià)。李金鼎[10]指出目前常用的關(guān)鍵技術(shù)有調(diào)層、壓裂、側(cè)鉆等技術(shù)。劉暢等[11]明確了八面臺(tái)油藏開(kāi)發(fā)的難點(diǎn)主要是注采井網(wǎng)不完善、層間矛盾突出、注采政策不合理等問(wèn)題，對(duì)此實(shí)施了完善注水+縫網(wǎng)壓裂改善低效井等挖潛措施，措施后效果良好，但文中沒(méi)有給出不同含水階段要采取的最佳挖潛措施。肖芳[12]研究了某區(qū)塊斷塊油藏的開(kāi)發(fā)矛盾和剩余油分布規(guī)律，并提出了響應(yīng)的挖潛對(duì)策，研究表明該油田的開(kāi)發(fā)矛盾是井網(wǎng)完善程度差及層間矛盾突出，且注采主流線水淹嚴(yán)重，非主流線剩余油富集，該文認(rèn)為可通過(guò)轉(zhuǎn)注、大修等方式增加有效注水井點(diǎn)，通過(guò)靈活注采和調(diào)剖等方式增加注水井層。

長(zhǎng)慶油田Y19井區(qū)將進(jìn)入高含水階段，如何增油控水是該油區(qū)當(dāng)前面臨的一個(gè)重大難題。為此，本文建立了實(shí)際區(qū)塊的數(shù)值模擬模型，通過(guò)Fetkovich公式和數(shù)值水體表征了底水；進(jìn)而研究了當(dāng)前開(kāi)發(fā)階段的剩余油分布規(guī)律， 總結(jié)了不同類(lèi)型的剩余油富集模式；最后基于剩余油富集的主控因素評(píng)價(jià)了不同挖潛措施增產(chǎn)潛力，為該油田增油提效提供重要理論支撐。

1 區(qū)塊基本情況

延9層系為長(zhǎng)慶油田Y19井區(qū)的主要含油層系，該層系平均滲透率67.7×10-3μm2，平均孔隙度17.2%。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明延9油層親水，無(wú)水期驅(qū)油效率44.1%，油水兩相滲流時(shí)間短，見(jiàn)水很快水淹。原油密度0.823 g/cm3，地層原油黏度5.32 mPa·s，氣油比13.3 m3/t，體積系數(shù)1.049，飽和壓力1.03 MPa，平均壓力7.685 MPa，油層溫度45.0 ℃。延9油藏西部發(fā)育一定的底水，油藏驅(qū)動(dòng)類(lèi)型主要為彈性弱水壓驅(qū)動(dòng)。

2 區(qū)塊油藏?cái)?shù)值模擬模型建立

為了研究低滲透油田在開(kāi)發(fā)現(xiàn)階段剩余油分布規(guī)律及其挖潛措施增產(chǎn)潛力，本文選取了長(zhǎng)慶油田Y19區(qū)塊作為研究目標(biāo)區(qū)塊。本節(jié)首先基于實(shí)際區(qū)塊的地質(zhì)模型建立研究目標(biāo)區(qū)塊的數(shù)值模擬模型，然后對(duì)該模型進(jìn)行歷史擬合及驗(yàn)證。

2.1 地質(zhì)模型中各屬性模型的建立

基于63口井的測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)，利用數(shù)據(jù)分析結(jié)果，采用序貫高斯模擬方法建立Y19區(qū)塊的滲透率、孔隙度、凈毛比模型和含水飽和度模型，如圖1所示。

圖1 地質(zhì)模型中各個(gè)屬性模型

2.2 數(shù)值模擬模型的建立

采用CMG油藏?cái)?shù)值模擬軟件建立實(shí)際區(qū)塊數(shù)值模擬模型， 以研究不同含水階段研究目標(biāo)區(qū)塊剩余油分布特征及挖潛措施改造效果。本文研究目標(biāo)區(qū)塊油飽壓力均較低，地層能量低，且原油黏度較高，水驅(qū)難度較大，模型相滲曲線如圖2所示。模型中通過(guò)數(shù)值水體和解析水體結(jié)合的方式模擬底水，數(shù)值水體即認(rèn)為該網(wǎng)格含水飽和度為0.99，而解析水體通過(guò)Fetkovich擬穩(wěn)態(tài)公式來(lái)表征[13]。

圖2 油水和氣液相對(duì)滲透率曲線

2.3 模型驗(yàn)證及歷史擬合

對(duì)建立的數(shù)值模擬模型進(jìn)行歷史擬合，歷史擬合效果評(píng)價(jià)指標(biāo)主要有區(qū)塊產(chǎn)液速度、區(qū)塊含水率、單井產(chǎn)油速度和單井含水率。模型歷史擬合效果如圖3和圖4所示，證明本文模型可真實(shí)地反映Y19井區(qū)的歷史生產(chǎn)動(dòng)態(tài)。

圖3 全區(qū)歷史擬合效果

圖4 典型井歷史擬合效果

3 剩余油分布規(guī)律

從現(xiàn)階段剩余油分布疊合圖(圖5)可以看出，剩余油多分布在井組內(nèi)相鄰采油井間，說(shuō)明儲(chǔ)層的強(qiáng)非均質(zhì)性導(dǎo)致注入水波及效果較差。J18-17井和J17-17井之間儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，水驅(qū)不均勻；J18-9A井井組西北部缺少一口井，屬于井網(wǎng)不完善導(dǎo)致的剩余油富集；J21-10井與J20-11井射開(kāi)層位不同，導(dǎo)致注采不平衡；J17-9、J19-8、J20-9井底水錐進(jìn)過(guò)快，屬于底水錐進(jìn)導(dǎo)致剩余油富集。

圖5 Y19區(qū)塊開(kāi)發(fā)現(xiàn)階段剩余油分布疊合圖

結(jié)合Y19區(qū)塊縱向剩余油分布圖(圖6)發(fā)現(xiàn)，油藏頂部和中部剩余油飽和度較高，說(shuō)明是由于底水錐進(jìn)所致。基于對(duì)剩余油分布規(guī)律的研究，總結(jié)出4種剩余油富集模式，分別是注采不平衡、井網(wǎng)不完善、儲(chǔ)層非均質(zhì)性和底水錐進(jìn)，通過(guò)統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn)，Y19特低滲油藏剩余油富集的原因主要是底水錐進(jìn)和儲(chǔ)層非均質(zhì)性，分別占38%和33%。

圖6 Y19區(qū)塊縱向剩余油分布

4 挖潛措施增產(chǎn)潛力研究

通過(guò)生產(chǎn)歷史數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，J17-9井由于底水錐進(jìn)過(guò)快，在生產(chǎn)初期含水率即上升至70%以上，屬于典型的暴性水淹井，剩余油富集的原因是底水錐進(jìn)。而J19-19井含水率上升正常，屬于“S”型，剩余油富集的原因主要是儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)。所以，本文以J17-9井和J18-17井為典型井來(lái)研究其挖潛措施增產(chǎn)潛力。

封堵率為封堵后滲透率的降低值與封堵前滲透率的比值[14]。本文堵底水措施模型中的封堵率為94%，模型考慮了地層對(duì)聚合物的吸附作用和剪切作用[15]。結(jié)果表明，相比于未采用措施，堵底水在生產(chǎn)后期可增產(chǎn)原油1.65倍，聚合物微球調(diào)驅(qū)在生產(chǎn)后期可增產(chǎn)原油1.47倍，聚合物微球調(diào)驅(qū)并堵底水可增產(chǎn)原油近2.03倍，堵底水可使生產(chǎn)井短時(shí)間內(nèi)含水率降低，見(jiàn)效快，但在生產(chǎn)井聚合物微球調(diào)驅(qū)后生產(chǎn)后期含水率更低，可見(jiàn)聚合物微球調(diào)驅(qū)在開(kāi)發(fā)后期調(diào)剖效果更加顯著。綜合見(jiàn)水和產(chǎn)油兩方面，聚合物微球調(diào)驅(qū)并堵底水效果最好，如圖7和圖8所示。

圖7 J17-9井不同挖潛措施的累計(jì)產(chǎn)量對(duì)比

圖8 J17-9井不同挖潛措施的含水率對(duì)比

圖9為J17-9井不同挖潛措施的縱向剩余油分布圖，圖中氣泡圖代表該井油(紅色)、氣(綠色)和水(藍(lán)色)的產(chǎn)出量或注入量。通過(guò)對(duì)比發(fā)現(xiàn)，未采取措施時(shí)J17-9井所在儲(chǔ)層頂部和中部仍存在不少剩余油；當(dāng)進(jìn)行聚合物微球調(diào)驅(qū)時(shí)，生產(chǎn)井產(chǎn)水明顯降低，儲(chǔ)層頂部剩余油動(dòng)用明顯，這是由于聚合物的吸附作用導(dǎo)致高滲通道滲透率降低，從而使水驅(qū)得更加均勻；堵底水后生產(chǎn)井產(chǎn)水顯著降低，儲(chǔ)層中部剩余油動(dòng)用顯著，堵底水后底水無(wú)法直接進(jìn)入生產(chǎn)井井筒，底水的錐進(jìn)反而使得儲(chǔ)層中部的剩余油得以動(dòng)用；當(dāng)進(jìn)行聚合物微球調(diào)驅(qū)并堵底水時(shí)，生產(chǎn)井產(chǎn)油最大化，儲(chǔ)層頂部和中部剩余油均得以動(dòng)用。

圖9 J17-9井不同挖潛措施的縱向剩余油分布

為了研究J18-17井不同挖潛措施的增產(chǎn)潛力，本文對(duì)比小規(guī)模壓裂、轉(zhuǎn)向壓裂和側(cè)鉆的增產(chǎn)潛力。通過(guò)局部網(wǎng)格對(duì)數(shù)加密法模擬小規(guī)模壓裂過(guò)程中的人工裂縫，而傳統(tǒng)局部網(wǎng)格加密法(包括局部網(wǎng)格對(duì)數(shù)加密法)受制網(wǎng)格方向，不能精準(zhǔn)刻畫(huà)轉(zhuǎn)向壓裂后的人工裂縫。因此，本文采用離散裂縫網(wǎng)絡(luò)來(lái)模擬轉(zhuǎn)向壓裂后形成的人工裂縫，該方法的優(yōu)點(diǎn)是裂縫方向不受網(wǎng)格方向限制，裂縫可為任意方向，模型中的轉(zhuǎn)向裂縫如圖10所示。離散裂縫網(wǎng)絡(luò)離散為若干的裂縫離散單元(DFU)，離散單元是任意形狀的四邊形。裂縫離散單元(DFU)進(jìn)一步分散為裂縫離散段(DFS)，用來(lái)計(jì)算離散裂縫網(wǎng)格的飽和度和壓力值。流體在基質(zhì)和裂縫中的流動(dòng)均滿(mǎn)足達(dá)西定律，流體在基質(zhì)、裂縫流動(dòng)的計(jì)算及離散裂縫所在層位的井指數(shù)IW計(jì)算如下[15]。

圖10 轉(zhuǎn)向裂縫示意

流體在基質(zhì)流動(dòng)的計(jì)算式為：

-?·[(Km/μ)·?pm]=qm+(qmf/Vm)δmf。

(1)

式中：Km為基質(zhì)滲透率張量，10-3μm2；μ為流體黏度，mPa·s；pm為基質(zhì)的壓力，MPa；qm為基巖的源匯項(xiàng)；qmf為基巖與裂縫之間的竄流量；Vm為基巖單元的體積，m3；δmf當(dāng)基巖網(wǎng)格有裂縫嵌入時(shí)其值取1，否則為0。

流體在裂縫流動(dòng)的計(jì)算式為：

(kf/μ)(?2pf/?ξ2)=qf+(qmf+qffδff)/Vf。

(2)

式中：kf為裂縫滲透率，10-3μm2；pf為裂縫的壓力，MPa；ξ為沿裂縫方向的局部坐標(biāo)系；qf為裂縫的源匯項(xiàng)；qff為相交裂縫單元之間的竄流量；Vf為裂縫單元的體積，m3。

離散裂縫所在層位的井指數(shù)

IW=2πfkhwfrac/[ln(re/rwa)+S]，

(3)

其中re=gfac·[bvol/(h·π·wfrac)]1/2。

(4)

式中：f為井指數(shù)修正因子；k為儲(chǔ)層滲透率，10-3μm2；h為儲(chǔ)層厚度，m；wfrac為井分?jǐn)?shù)；S為表皮因子；re為油藏有效半徑，m；rwa為井筒有效半徑，m；gfac為幾何因子；bvol為射孔網(wǎng)格內(nèi)的DFN的網(wǎng)格體積，m3。

不同挖潛措施的增產(chǎn)效果如圖11所示。模擬結(jié)果表明，在含水率高時(shí)進(jìn)行小規(guī)模壓裂和轉(zhuǎn)向壓裂，增產(chǎn)效果差；而在含水率高的情況下進(jìn)行側(cè)鉆，增產(chǎn)效果好，其原因是越早進(jìn)行側(cè)鉆措施，使得水線推進(jìn)快，導(dǎo)致生產(chǎn)井見(jiàn)水。對(duì)比不同挖潛措施的增產(chǎn)潛力，結(jié)果表明：在低含水階段(含水率小于30%)的條件下，應(yīng)采取的措施是小規(guī)模壓裂，需適當(dāng)改造非均質(zhì)性較強(qiáng)的儲(chǔ)層以動(dòng)用滲透率較低儲(chǔ)層中的原油；在中高含水階段(含水率介于30%和50%之間)的條件下， 應(yīng)采取的措施是轉(zhuǎn)向壓裂，需避免水線過(guò)快推進(jìn)導(dǎo)致生產(chǎn)井過(guò)早見(jiàn)水；在高含水階段(含水率大于70%)的條件下，應(yīng)采取的措施是側(cè)鉆，此時(shí)注采井之間剩余油較少，應(yīng)動(dòng)用注采井側(cè)向剩余油。圖12為在含水率為70%條件下J18-17井在不同措施下的剩余油對(duì)比，由圖可知小規(guī)模壓裂后剩余油并無(wú)顯著變化，而轉(zhuǎn)向壓裂和側(cè)鉆可以有效地動(dòng)用注采井間側(cè)向剩余油，其中側(cè)鉆在此含水條件下動(dòng)用側(cè)向剩余油的效果最為顯著。

圖11 J18-17井不同挖潛措施的累積產(chǎn)量

圖12 J18-17井不同挖潛措施的剩余油分布

在中高含水階段可以明顯地動(dòng)用注采井側(cè)向的剩余油，對(duì)此本文進(jìn)一步研究了不同裂縫轉(zhuǎn)向角度對(duì)轉(zhuǎn)向壓裂增產(chǎn)潛力的影響。通過(guò)對(duì)裂縫轉(zhuǎn)向角度的優(yōu)化研究，確定最佳轉(zhuǎn)向角度范圍為45°～90°，如圖13所示，此時(shí)累產(chǎn)油量高，而當(dāng)轉(zhuǎn)向角度變小時(shí)，轉(zhuǎn)向的裂縫會(huì)與水線溝通，反而導(dǎo)致壓裂效果變差。

圖13 J18-17井不同裂縫轉(zhuǎn)向角度下的增產(chǎn)潛力

5 結(jié) 論

(1)建立了長(zhǎng)慶油田實(shí)際地質(zhì)模型的低滲透油藏?cái)?shù)值模擬模型，模型中的底水通過(guò)Fetkovich解析公式和數(shù)值水體表征，可真實(shí)反映該井區(qū)注采井的歷史動(dòng)態(tài)。

(2)總結(jié)出了4種剩余油富集模式，分別是注采不平衡、井網(wǎng)不完善、儲(chǔ)層非均質(zhì)性和底水錐進(jìn)，其中底水錐進(jìn)和儲(chǔ)層非均質(zhì)性是主控因素，分別占38%和33%。

(3)對(duì)于由底水錐進(jìn)導(dǎo)致剩余油富集的井，采取聚合物微球調(diào)驅(qū)復(fù)合堵底水的措施增產(chǎn)效果最好，其增產(chǎn)效果是未采取措施產(chǎn)量的2.03倍。聚合物微球調(diào)驅(qū)后生產(chǎn)井產(chǎn)水明顯降低，儲(chǔ)層頂部剩余油動(dòng)用明顯；堵底水后生產(chǎn)井產(chǎn)水顯著降低，儲(chǔ)層中部剩余油動(dòng)用顯著；當(dāng)進(jìn)行聚合物微球調(diào)驅(qū)并堵底水時(shí)，生產(chǎn)井產(chǎn)油最大化，儲(chǔ)層頂部和中部剩余油均得以動(dòng)用。

(4)對(duì)于由儲(chǔ)層非均質(zhì)性導(dǎo)致剩余油富集的井，針對(duì)轉(zhuǎn)向壓裂裂縫無(wú)法精細(xì)刻畫(huà)的問(wèn)題，通過(guò)離散裂縫網(wǎng)絡(luò)真實(shí)模擬了轉(zhuǎn)向裂縫，結(jié)果表明在低含水階段，應(yīng)進(jìn)行小規(guī)模壓裂；在中高含水階段，應(yīng)進(jìn)行轉(zhuǎn)向壓裂；在高含水階段，應(yīng)采取的措施是側(cè)鉆。

(5)通過(guò)對(duì)裂縫轉(zhuǎn)向角度的優(yōu)化研究，確定了最佳轉(zhuǎn)向角度范圍為45°～90°。