羅憲波 劉 斌 康 凱 張 雷 趙秀娟

中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

剩余油分布規(guī)律研究是油田開發(fā)后期調(diào)整挖潛的核心工作內(nèi)容[1-7]。主要研究方法為物理模擬法和數(shù)值模擬法。馮鑫等人[8]利用平板物理模型實(shí)驗(yàn),描述了底水油藏水錐形態(tài),對(duì)整體進(jìn)入高含水開發(fā)階段油藏提高剩余油動(dòng)用程度方法進(jìn)行了探討;劉佳等人[9]研制了底水油藏采用水平井進(jìn)行開發(fā)的物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置,研究了水平井在均質(zhì)儲(chǔ)層和具有隔夾層條件下的水脊變化形態(tài)與開發(fā)動(dòng)態(tài)特征;杜旭林等人[10]開展水平井三維水驅(qū)物理模擬實(shí)驗(yàn),分析了強(qiáng)底水稠油油藏水驅(qū)開發(fā)中的水脊形態(tài)與波及規(guī)律,提出原油黏度和夾層分布范圍作為影響水驅(qū)開發(fā)效果的主控因素;孫全力等人[11]采用油藏?cái)?shù)值模擬方法,通過(guò)實(shí)際油藏歷史擬合指出剩余油主要分布在構(gòu)造高部位、低井控區(qū)及斷層附近;賈林[12]在歷史擬合研究目標(biāo)油田剩余油分布特征及其成因的基礎(chǔ)上提出了針對(duì)性的井網(wǎng)調(diào)整方法;白偉龍[13]利用數(shù)值模擬技術(shù)研究了高孔隙度、高滲透率、邊水能量強(qiáng)以及規(guī)模不大的天然水驅(qū)砂巖油藏的剩余油分布規(guī)律及其主控因素。

上述物理模擬研究,基本以底水油藏水淹形態(tài)刻畫為主,僅馮其紅等人[14]建立平面二維小尺寸物理模型對(duì)邊水推進(jìn)規(guī)律進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)研究,鮮有將物理模擬與數(shù)值模擬[15-17]相結(jié)合進(jìn)行規(guī)律性對(duì)比與驗(yàn)證的研究。

1 三維可視化物理模擬實(shí)驗(yàn)研究

1.1 油田開發(fā)簡(jiǎn)況

C油田位于渤海西部海域,主力油組為東營(yíng)Ⅱ油組,埋深1 650 m左右,為潛山面之上形成的披覆背斜構(gòu)造,構(gòu)造軸向近北東向,地層較為平緩;儲(chǔ)層為辮狀河三角洲沉積,正韻律儲(chǔ)層為主,儲(chǔ)層厚度大且分布穩(wěn)定,平均單井鉆遇厚度22.7 m,測(cè)井解釋平均孔隙度28.9%,平均滲透率1 675 mD,為高孔、特高滲儲(chǔ)層;原油性質(zhì)為普通稠油,地層原油黏度57 mPa·s,地面原油密度0.955 g/cm3,溶解氣油比38 m3/m3,具有黏度高、密度大、溶解氣油比低等特點(diǎn);油藏類型為層狀構(gòu)造強(qiáng)邊水油藏,天然能量充足,開發(fā)37 a地層總壓降僅為1.1 MPa,壓力保持水平95%。

C油田1985年投產(chǎn),主要依靠天然能量開發(fā),內(nèi)部局部輔以點(diǎn)狀注水,初期采用井距300～350 m的定向井不規(guī)則井網(wǎng)開發(fā),單井初期產(chǎn)能30～50 t/d。開發(fā)37 a后,采出程度40%,綜合含水率90%,平均單井產(chǎn)能不足15 t/d,穩(wěn)產(chǎn)難度大,亟需采取有效措施保障油田穩(wěn)產(chǎn)。

1.2 實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ团c參數(shù)

物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置主要分為三維可視化裝置、邊水供給裝置和計(jì)量裝置,實(shí)驗(yàn)裝置整體設(shè)計(jì)見(jiàn)圖1。其中三維可視化模型裝置由6塊高強(qiáng)度透明玻璃組成,長(zhǎng)×寬×高尺寸100 cm×10 cm×20 cm,內(nèi)部填充一定目數(shù)的玻璃珠用于模擬儲(chǔ)層。利用量綱分析法結(jié)合方程分析法建立相似準(zhǔn)則[18-20],對(duì)模型相關(guān)參數(shù)進(jìn)行了設(shè)計(jì),主要考慮幾何相似和物性相似?；贑油田實(shí)際油藏的相關(guān)參數(shù),由外而內(nèi)取一個(gè)定向井井排作為研究單元,依據(jù)相似準(zhǔn)則確定物理模擬實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ拖嚓P(guān)參數(shù)值，見(jiàn)表1。

圖1 實(shí)驗(yàn)裝置整體設(shè)計(jì)示意圖Fig.1 Design diagram of experimental device

表1 物理模型實(shí)驗(yàn)參數(shù)與油藏實(shí)際參數(shù)值對(duì)比表Tab.1 Comparison of model value and reservoir value

1.3 實(shí)驗(yàn)流程與方案

1)油樣制備。先取得一定量的機(jī)油,采用流變儀測(cè)得機(jī)油的黏溫曲線,再將機(jī)油與煤油按一系列不同比例進(jìn)行混配,測(cè)試不同比例混合油的黏溫曲線。根據(jù)實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)的要求,最終選擇機(jī)油與煤油按5∶1的比例配置黏度為57 mPa·s的混合油,用于模擬地層原油。

2)模型填充與油水飽和。首先填充邊水部分,模型邊部?jī)?chǔ)層邊水部分填充蒸餾水,為了便于觀察邊水推進(jìn)形態(tài),模型模擬邊水部分用黑色染色劑染色。然后采用玻璃珠與模擬油混合均勻后填入實(shí)驗(yàn)裝置并壓實(shí),模型底部采用80目的玻璃珠,模型頂部采用120目的玻璃珠,模擬油用紅色染色劑染色。

3)模型封裝及實(shí)驗(yàn)。待模型填充完畢后,密封模型,模型頂部設(shè)置3口等間距定向生產(chǎn)井,打開水泵,定壓力0.22 MPa輸出染黑的蒸餾水,保持邊水持續(xù)穩(wěn)定供給能量開始驅(qū)替。

4)用量筒和秒表錄取階段性的產(chǎn)液量,靜置后分別量取油量與水量,每2 min記錄一次,同時(shí)用照相設(shè)備記錄不同時(shí)刻邊水的推進(jìn)形態(tài)。

1.4 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

通過(guò)照相設(shè)備記錄并整理出典型時(shí)刻的油水分布形態(tài)圖像(O1、O2、O3為油井代號(hào)),見(jiàn)圖2。由圖2可以看出,在驅(qū)替開始后,在井底壓差及重力的雙重作用下,邊水水體主要沿兩個(gè)方向運(yùn)動(dòng):平面上,原本處于水平狀態(tài)的油水界面,首先向低部位井井底方向移動(dòng),平面上出現(xiàn)突起,邊水前緣到達(dá)井底后在生產(chǎn)井井點(diǎn)處形成水錐;縱向上,隨著驅(qū)替的進(jìn)行,邊水在生產(chǎn)壓差與重力作用共同影響下沿油藏底部逐漸向高部位運(yùn)動(dòng),最終形成次生底水。

邊水由外而內(nèi)逐漸向油藏高部位侵入,外排井最先出現(xiàn)水錐,內(nèi)部井次之,在第一口井見(jiàn)水之前,邊水波及范圍增大速度較快,波及系數(shù)快速提高,隨著各生產(chǎn)井的相繼見(jiàn)水,水體向上波及的速度越來(lái)越慢。經(jīng)過(guò)長(zhǎng)時(shí)間驅(qū)替后,井點(diǎn)處水錐程度越來(lái)越嚴(yán)重,次生底水難以繼續(xù)波及到井間區(qū)域,井間剩余油富集。驅(qū)替部位由低到高剩余油富集范圍由小變大,剩余油富集狀態(tài)受重力場(chǎng)和壓力場(chǎng)的耦合作用明顯。

a)驅(qū)替0.5 ha)0.5 hours of displacement

b)驅(qū)替4.0 hb)4.0 hours of displacement

c)驅(qū)替12.4 hc)12.4 hours of displacement

d)驅(qū)替27.3 hd)27.3 hours of displacement

2 數(shù)值模擬機(jī)理研究

2.1 數(shù)值模型建立與剩余油分布特征

受限于物理模擬的實(shí)驗(yàn)條件、設(shè)備等因素,物理模擬實(shí)驗(yàn)無(wú)法大量開展重復(fù)性的實(shí)驗(yàn)研究,而油藏?cái)?shù)值模擬研究可以建立有效模型,開展重復(fù)性的多方案研究、多因素分析。前文的物理模擬實(shí)驗(yàn)已經(jīng)開展了地層傾角2°、地層原油黏度57 mPa·s、正韻律油藏條件下的井間剩余油規(guī)律可視化物理模擬研究,油藏?cái)?shù)值模擬研究可基于該實(shí)驗(yàn)研究認(rèn)識(shí),進(jìn)一步相互驗(yàn)證并進(jìn)行拓展研究。

利用數(shù)值模擬軟件建立強(qiáng)邊水油藏機(jī)理模型,油藏模擬參數(shù)參考C油田實(shí)際參數(shù),正韻律油藏,邊部為無(wú)限大水體,定向井油層中上部射孔生產(chǎn),井距300 m,模型尺寸為1 200 m×300 m×20 m,網(wǎng)格尺寸為10 m×10 m×0.5 m。

基礎(chǔ)方案參數(shù)為滲透率級(jí)差5、地層傾角2°、地層原油黏度57 mPa·s,通過(guò)數(shù)值模型模擬研究,截取不同開采年限的縱向含油飽和度剖面。數(shù)值模擬不同階段剩余油分布形態(tài)見(jiàn)圖3。由圖3可以看出,對(duì)于強(qiáng)邊水層狀厚油層油藏,其邊水推進(jìn)主要表現(xiàn)為以下三個(gè)階段:第一階段,邊水主要沿油層中下部推進(jìn),油層頂部動(dòng)用不明顯,剩余油占據(jù)油藏大部分位置;第二階段,邊水沿底部快速推進(jìn),受滲透率級(jí)差、原油黏度影響,逐漸在縱向上形成油水過(guò)渡帶,油藏底部逐漸形成次生底水形式,剩余油主要集中在油藏上部;第三階段,由于次生底水的形成,油藏的開發(fā)過(guò)程漸變成底水驅(qū)替模式,油水界面不斷向上抬升,井點(diǎn)處水錐嚴(yán)重,水錐外側(cè)的井間是剩余油富集區(qū)。從整個(gè)驅(qū)替過(guò)程來(lái)看,各個(gè)階段數(shù)值模擬機(jī)理模型和物理模擬模型的水線推進(jìn)規(guī)律、井間剩余油分布形態(tài)基本一致,證明了物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果的合理性。

a)開發(fā)2 aa)2 years of development

b)開發(fā)10 ab)10 years of development

c)開發(fā)20 ac)20 years of development

2.2 剩余油影響因素分析

通過(guò)修改模型參數(shù),進(jìn)行多套方案對(duì)比，見(jiàn)表2,研究滲透率級(jí)差、地層傾角、原油黏度等影響因素下的井間剩余油分布規(guī)律。

表2 數(shù)值模擬方案設(shè)計(jì)對(duì)比表Tab.2 Comparison of numerical simulation scheme design

2.2.1 滲透率級(jí)差

原油黏度57 mPa·s、地層傾角為4°,研究不同滲透率級(jí)差對(duì)水淹規(guī)律的影響,開發(fā)20 a后剩余油分布，見(jiàn)圖4。由圖4可以看出,不同滲透率級(jí)差情況下油藏整體低動(dòng)用部位主要集中于儲(chǔ)層頂部,對(duì)于滲透率級(jí)差較大的油藏,水錐半徑較小,底水主要沿著井點(diǎn)縱向錐進(jìn),井間區(qū)域油層受水體的上托作用較小,油藏頂部滯留較多的剩余油;對(duì)于滲透率級(jí)差較小的油藏,次生底水的上托作用相對(duì)明顯,可以較為均勻地受底水作用向上抬升,油藏整體動(dòng)用程度相對(duì)較大?？傮w來(lái)看,滲透率級(jí)差越大,井點(diǎn)處水錐現(xiàn)象越明顯,水錐兩側(cè)的井間區(qū)域動(dòng)用越差,井間剩余油越富集。

a)滲透率級(jí)差2a)Permeability differential 2

b)滲透率級(jí)差5b)Permeability differential 5

c)滲透率級(jí)差10c)Permeability differential 10

2.2.2 地層傾角

原油黏度57 mPa·s、正韻律儲(chǔ)層滲透率級(jí)差為5,研究不同地層傾角對(duì)水淹規(guī)律的影響,開發(fā)20 a后剩余油分布見(jiàn)圖5。由圖5可以看出,對(duì)于小傾角的油藏,邊水垂向上的分量較小,容易從油藏底部向內(nèi)推進(jìn),進(jìn)而形成次生底水,因此上部滯留的剩余油面積較大,油層頂部動(dòng)用程度較低;對(duì)于有一定傾角的油藏,邊水侵入到井底所需的時(shí)間更長(zhǎng),有更多的能量用來(lái)驅(qū)動(dòng)油藏上部的原油,與小傾角油藏相比,井間滯留的剩余油相對(duì)少,主要聚集在遠(yuǎn)離井筒的部位;對(duì)于傾角較大的傾斜油藏,邊水更容易自下而上驅(qū)替油藏底部的原油,油藏頂部剩余油富集范圍更小。總體來(lái)看,地層傾角越平緩,邊水越容易形成次生底水并沿井點(diǎn)處水淹,油層頂部動(dòng)用越差,井間剩余油越富集。

a)地層傾角2°a)Dip angle 2°

b)地層傾角4°b)Dip angle 4°

c)地層傾角6°c)Dip angle 6°

2.2.3 地層原油黏度

地層傾角為4°、正韻律儲(chǔ)層滲透率級(jí)差為5,研究不同原油黏度對(duì)水淹規(guī)律的影響,開發(fā)20 a后剩余油分布見(jiàn)圖6。由圖6可以看出,對(duì)于靠近邊底水區(qū)域的一線井排,地層原油黏度越低,滲流阻力越小,邊水更容易對(duì)原油形成比較穩(wěn)定的驅(qū)動(dòng)作用,油藏上部剩余油大部分被采出,剩余油分布范圍很小;對(duì)于遠(yuǎn)離邊底水的高部位生產(chǎn)井排,地層原油黏度越低,隨著時(shí)間的推移采出程度越高;而油藏原油黏度越高,油層上部驅(qū)替的滲流阻力越大,次生底水沿油層底部向井點(diǎn)處的錐進(jìn)運(yùn)動(dòng)反而越明顯,井間剩余油越富集。總體來(lái)看,原油黏度越低,原油與水的黏度差異較小,油藏上部原油采出程度高,剩余油分布范圍很小,而原油黏度越高,油藏頂部及井間滯留油較黏度低的油藏剩余油越多。

a)原油黏度5 mPa·sa)Oil viscosity 5 mPa·s

b)原油黏度57 mPa·sb)Oil viscosity 57 mPa·s

3 挖潛對(duì)策及實(shí)踐

基于剩余油研究認(rèn)識(shí),制定了井間加密調(diào)整的挖潛對(duì)策,即在原定向井井間進(jìn)行水平井加密挖潛井間及儲(chǔ)層頂部剩余油,井距由300～350 m縮小到150～200 m,水平段長(zhǎng)度250～300 m,單井井控儲(chǔ)量由50×104t降至30×104t。C油田開發(fā)37 a后實(shí)施了井網(wǎng)重構(gòu)的調(diào)整策略,共實(shí)施加密水平調(diào)整井20口,加密調(diào)整井平均初期產(chǎn)能超過(guò)100 t/d,為周邊老井產(chǎn)量的3～5倍,含水率0～60%,較周邊老井降低50%以上,取得明顯的控水增油效果。至2020年12月,20口井間加密水平井已經(jīng)累積貢獻(xiàn)產(chǎn)油量84.16×104t,預(yù)測(cè)總累產(chǎn)油可達(dá)到158.37×104t,油田采收率提高6.1%。挖潛實(shí)踐充分表明,對(duì)于該油田的剩余油分布規(guī)律研究結(jié)果是可靠的。

4 結(jié)論

1)設(shè)計(jì)并開展強(qiáng)邊水油藏三維可視化物理模擬實(shí)驗(yàn),研究剩余油分布規(guī)律。邊水主要沿儲(chǔ)層底部推進(jìn),經(jīng)過(guò)長(zhǎng)時(shí)間驅(qū)替后,油藏類型由邊水油藏逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)榇紊姿筒?生產(chǎn)井井點(diǎn)處水錐嚴(yán)重,在井間及儲(chǔ)層頂部剩余油富集。

2)設(shè)計(jì)強(qiáng)邊水油藏?cái)?shù)值模擬機(jī)理模型,研究剩余油分布規(guī)律。數(shù)值模擬結(jié)果顯示各個(gè)階段的水線推進(jìn)規(guī)律、井間剩余油分布形態(tài)與物理模型模擬結(jié)果基本一致。

3)分析表明滲透率級(jí)差、地層傾角、原油黏度影響剩余油分布,滲透率級(jí)差越大、地層傾角越小、原油黏度越高,水錐現(xiàn)象越明顯,井間及儲(chǔ)層頂部剩余油越富集。

4)針對(duì)C油田的地質(zhì)油藏特征及開發(fā)生產(chǎn)現(xiàn)狀,根據(jù)室內(nèi)三維物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果、油藏?cái)?shù)值模擬機(jī)理研究的認(rèn)識(shí)以及油田動(dòng)靜態(tài)資料綜合分析,在C油田一次井網(wǎng)定向井井間進(jìn)行水平井加密調(diào)整,取得較好挖潛效果。