李廷禮,鄭文乾,耿志剛,李俊飛,吳婷婷

(中海石油(中國)有限公司天津分公司,天津 300452)

長期注水開發(fā)的油田進(jìn)入高含水階段后油井產(chǎn)能降低,開發(fā)效果變差[1-4],但地層中仍分布有較多剩余油[5-9],油田采收率有進(jìn)一步提高的潛力[10-13]。因此亟需對剩余油在地層中滯留機(jī)理進(jìn)行研究,提出與之匹配的剩余油挖潛對策,以改善高含水期開發(fā)效果。中外學(xué)者關(guān)于微觀剩余油的分布特征做了大量的研究,文獻(xiàn)[14-16]將剩余油劃分為簇狀、孔表薄膜狀、狹縫狀、角隅狀和粒間吸附狀5種類型,并通過權(quán)重賦值的方式,將各種類型微觀剩余油的相對比例與含油飽和度之間建立關(guān)系。文獻(xiàn)[17-19]利用巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)、冷凍制片技術(shù)、巖心熒光分析等方法,對不同驅(qū)替方式、巖心不同位置、不同類型微觀剩余油的分布特征和可動(dòng)用程度進(jìn)行了分析?？梢钥闯?目前研究關(guān)于微觀剩余油的分布研究主要聚焦微觀剩余油分布規(guī)律、賦存模式等,研究僅局限于微觀尺度層面,未能針對剩余油微觀分布特征提出相應(yīng)的開發(fā)對策。文獻(xiàn)[20-22]針對大慶油田聚合物驅(qū)后油層微觀剩余油分布規(guī)律,利用冷凍制片、紫外熒光和CT無損分析新方法,定量化確定了束縛態(tài)、半束縛態(tài)和自由態(tài)三大類的10種類型微觀剩余油的空間分布特征,并針對微觀分布特征提出了相應(yīng)的開發(fā)策略,但缺乏微觀剩余油形成機(jī)理研究,并且只是基于微觀剩余油分布提出的開發(fā)策略,未能同微觀與宏觀建立聯(lián)系,不能滿足高含水期開發(fā)調(diào)整的需要。

針對上述情況,現(xiàn)利用巖心驅(qū)替和核磁共振結(jié)合方法,分析目標(biāo)油田不同孔喉半徑對應(yīng)的剩余油分布規(guī)律;考慮微觀儲(chǔ)層條件下的主要作用力,應(yīng)用伯肅葉流動(dòng)方程,建立大、小孔喉微觀并聯(lián)模型以及油藏尺度下高、低滲透層模型,研究剩余油微觀分布滯留機(jī)理、臨界驅(qū)替壓力梯和有效動(dòng)用技術(shù)界限,為油田高含水期開發(fā)調(diào)整提供依據(jù),以期改善開發(fā)效果。

1 驅(qū)替實(shí)驗(yàn)分析

采用渤海SZ油田實(shí)際巖心進(jìn)行一維驅(qū)替模型實(shí)驗(yàn),巖心的長度為5.7 cm,直徑為2.5 cm,孔隙度為38.1%,孔隙體積為10.67 cm3,原油黏度為 126 mPa·s,滲透率為2 175×10-3μm2。用Mn2+離子水驅(qū),在注入5、10、20、50 PV時(shí),測量T2譜;當(dāng)注入量達(dá)到100 PV時(shí),驅(qū)替結(jié)束,并測量此時(shí)的T2譜。

實(shí)驗(yàn)得到的T2譜測試結(jié)果如圖1所示,可以看出,由于Mn2+離子屏蔽核磁信號(hào),信號(hào)強(qiáng)度可以表示巖心中的原油含量;隨驅(qū)替倍數(shù)的增大,信號(hào)強(qiáng)度整體降低,巖心中的原油含量降低;注入量小于50 PV時(shí),隨驅(qū)替的進(jìn)行,巖心中原油含量變化較大,超過50 PV后,巖心中原油含量變化較小。

圖1 T2譜測試結(jié)果

根據(jù)文獻(xiàn)[23-25]可得毛細(xì)管力與弛豫時(shí)間的關(guān)系式為

(1)

式(1)中:pc為毛細(xì)管力,MPa;T為弛豫時(shí)間,ms;a、b為系數(shù)。

毛細(xì)管力與孔喉半徑的關(guān)系式為

(2)

式(2)中:σ為界面張力,N/cm2;θ為潤濕角,(°);rc為孔喉半徑,μm。

聯(lián)立式(1)和式(2)可得孔喉半徑與弛豫時(shí)間的關(guān)系式為

(3)

使用式(3)對圖1進(jìn)行變換可得不同驅(qū)替倍數(shù)下不同孔喉半徑對應(yīng)的含油占比,如圖2所示,剩余油含量占比與孔喉半徑整體呈現(xiàn)偏正態(tài)分布,隨著驅(qū)替倍數(shù)增加,巖心驅(qū)油效率增大,剩余油減少;當(dāng)驅(qū)替倍數(shù)大于50 PV時(shí),剩余油含量隨驅(qū)替倍數(shù)的增加而變化不大,此時(shí)剩余油主要滯留在半徑為10～50 μm的孔喉中,平均孔喉半徑為35 μm。因此,開展半徑為10～50 μm小孔喉原油滯留機(jī)理及動(dòng)用條件的理論研究對進(jìn)一步提高驅(qū)油效率、改善水驅(qū)開發(fā)效果具有重要意義[26-27]。

圖2 不同孔喉的含油占比

2 剩余油微觀滯留機(jī)理與動(dòng)用界限

2.1 剩余油微觀分布滯留機(jī)理

從油水滲流方程出發(fā),應(yīng)用泊肅葉流動(dòng)方程,考慮微觀儲(chǔ)層條件下的主要作用力,揭示多孔介質(zhì)中剩余油微觀分布滯留機(jī)理和分布模式。

假設(shè)孔喉中流體不可壓縮,孔喉的潤濕性不變,且孔喉的大小不變。原油在孔喉中受到驅(qū)替壓力、毛細(xì)管力、黏滯力的共同作用,原油在孔喉中流動(dòng)的條件為驅(qū)替壓差大于毛管力等阻力之和,當(dāng)驅(qū)替壓差不足以克服毛管力及黏滯阻力時(shí),原油就會(huì)滯留在孔喉中。

圖3為原油在大、小孔喉中流動(dòng)模型,大、小孔喉并聯(lián),兩端的驅(qū)替壓差相等。根據(jù)流體在孔喉中受力平衡,可列方程[28-29]為

r1為大孔喉的半徑;r2為小孔喉的半徑;L1為大孔喉的長度;L2為小孔喉的長度;μw為水相黏度;θ為潤濕角;μo為原油黏度

(4)

式(4)中:ΔP為孔喉兩端的壓差,MPa;μw為水相黏度,mPa·s;x為孔喉中水相的長度;v為流體的流速;r為孔喉半徑,μm;σ為界面張力;θ為潤濕角;μo為原油黏度,mPa·s;L為孔喉長度,μm。

對式(4)進(jìn)行變換,可得原油在大、小孔喉中的流速為

(5)

(6)

圖3中原油經(jīng)大孔喉從A點(diǎn)流動(dòng)到B點(diǎn)所需的時(shí)間為

(7)

大孔喉中水相長度的計(jì)算式為

(8)

小孔喉中水相長度的計(jì)算式為

(9)

大孔喉的半徑為80 μm,小孔喉的半徑為 30 μm,孔喉長度為2 000 μm,原油黏度為78 mPa·s,水的黏度為1 mPa·s,界面張力為25 mN/m,潤濕角為30°,基于迭代方法使用式(8)和式(9)計(jì)算得到大、小孔喉中油水界面位置變化如圖4所示,可以看出,相比于小孔喉,原油在大孔喉中流體受到的阻力小,流速快,原油在大孔喉中從A點(diǎn)流動(dòng)到B點(diǎn)所用的時(shí)間小于在小孔喉中從A點(diǎn)流動(dòng)到B點(diǎn)的時(shí)間,當(dāng)水驅(qū)替原油經(jīng)大孔喉從A點(diǎn)流動(dòng)到B點(diǎn)時(shí),小孔喉中還有大量的剩余油未被驅(qū)出,隨著驅(qū)替時(shí)間的增加,大孔喉中的水相變?yōu)檫B續(xù)相,對小孔喉原油流動(dòng)的干擾作用加強(qiáng),小孔喉中剩余油長度基本無變化,形成“注水繞流式”的滯留剩余油。

圖4 油水界面在大、小尺度孔喉中位置變化

2.2 剩余油臨界驅(qū)替壓力梯度

針對大孔喉中連續(xù)水相逐漸加大干擾小孔喉中原油流動(dòng)的情況,考慮大孔喉突破形成水通道后的流體受力與地層驅(qū)替壓力梯度的關(guān)系,進(jìn)一步研究小孔喉中滯留原油臨界驅(qū)替壓力梯度。

從式(4)可以看出,在孔喉長度不變的條件下,當(dāng)孔喉中水相的長度變大時(shí),由于水的黏度小于原油的黏度,孔喉兩端的驅(qū)替壓差減小,因此隨著驅(qū)替作用的進(jìn)行,并聯(lián)孔喉兩端的壓差不斷減小。大孔喉突破形成水通道后,并聯(lián)孔喉壓差從ΔP變?yōu)棣′,只有當(dāng)ΔP′能克服小孔喉中的阻力時(shí),才能驅(qū)替其中剩余油。

大孔喉突破形成水通道后,流體的受力[30-31]為

(10)

水突破大孔喉,加大了對小孔喉中流體流動(dòng)的干擾作用,大孔喉中流體流動(dòng)占主導(dǎo)作用,可認(rèn)為地層的驅(qū)替壓力梯度與大孔喉的驅(qū)替壓力梯度相等,大孔喉中驅(qū)替壓力梯度的計(jì)算式為

(11)

小孔喉中的流體受力為

(12)

聯(lián)立式(11)和式(12)可得驅(qū)替壓力梯度與小孔喉半徑的關(guān)系式為

(13)

定義臨界驅(qū)替壓力梯度為使小孔喉中流體剛好能夠流動(dòng)時(shí)對應(yīng)的驅(qū)替壓力梯度,由式(13)可計(jì)算不同小孔喉半徑對應(yīng)的臨界驅(qū)替壓力梯度。

由圖2可知,在注水100 PV時(shí),剩余油主要集中在半徑為5～60 μm的孔喉中,平均孔喉半徑為35 μm。因此,高含水期,為提高剩余油的動(dòng)用程度,需要挖潛該孔喉半徑中的剩余油。使用式(13)計(jì)算得到該區(qū)塊臨界驅(qū)替壓力梯度與小孔喉半徑的關(guān)系曲線如圖5所示,可以看出,隨著小孔喉半徑的增大,臨界驅(qū)替壓力梯度減小;目標(biāo)區(qū)塊潛力孔喉半徑為35 μm,對應(yīng)的臨界驅(qū)替壓力梯度為0.06 MPa/m。

圖5 小孔喉臨界半徑確定圖版

2.3 剩余油有效動(dòng)用技術(shù)界限

基于目標(biāo)油田孔隙度和滲透率相互轉(zhuǎn)化關(guān)系,將大、小孔喉轉(zhuǎn)化成油藏尺度下的高、低滲流層,在此基礎(chǔ)上,考慮啟動(dòng)壓力梯度,采用迭代法確定了滯留剩余油動(dòng)用技術(shù)界限。

根據(jù)文獻(xiàn)[32]可得滲透率與孔喉半徑的關(guān)系可表示為

lnK=alnr+b

(14)

式(14)中:K為絕對滲透率,mD;r為孔喉半徑,μm。

從式(14)可以看出,油藏的滲透率與孔喉半徑在雙對數(shù)坐標(biāo)系下呈線性關(guān)系,可對目標(biāo)區(qū)塊的巖心滲透率與孔喉半徑關(guān)系數(shù)據(jù)進(jìn)行回歸,得到系數(shù)a、b的值。根據(jù)渤海陸相典型油田巖心分析結(jié)構(gòu),得到a、b分別為0.93、25,對應(yīng)前面大小孔喉半徑的滲透率分別為1 500、600 mD。利用式(14)可將孔隙尺度下的大小孔喉并聯(lián)模型轉(zhuǎn)化為油藏尺度下的大小滲透率并聯(lián)模型如圖6所示,本文在A、B滲流通道的驅(qū)替壓力梯度為M的條件下,使用時(shí)間迭代法研究A、B滲流通道的驅(qū)油效率。

對于A滲流通道,滲流速度可表示為

(15)

對于B滲流通道,滲流速度可表示為

(16)

由于A、B滲流通道驅(qū)替壓力梯度之和恒為M,因此A、B滲流通道的滲流速度之和為定值,可列方程為

v=vB+vA

(17)

隨著驅(qū)替的進(jìn)行,A、B滲流通道的含水飽和度不斷升高,滲流阻力逐漸減小,滲流通道兩端的驅(qū)替壓差ΔP不斷減小,當(dāng)驅(qū)替壓差減小到B滲流通道的啟動(dòng)壓差時(shí),B滲流通道中會(huì)形成殘余油,因此,A、B滲流通道的驅(qū)油效率的計(jì)算式可表示為

(18)

式(18)中:η為驅(qū)油效率;xB為B滲流通道水相的長度;SB為B滲流通道的橫截面積;SA為A滲流通道的橫截面積。

A、B滲流通道驅(qū)油效率計(jì)算步驟如下。

(1)計(jì)算t時(shí)刻A、B滲流通道水相的長度為

xA(t)=xA(t-1)+vAΔt

(19)

xB(t)=xB(t-1)+vBΔt

(20)

(2)使用式(15)計(jì)算t時(shí)刻A滲流通道的滲流速度vA。

(3)使用式(17)計(jì)算t時(shí)刻B滲流通道的滲流速度vB。

(4)使用式(16)計(jì)算t時(shí)刻A、B滲流通道兩端的壓差ΔP。

(5)計(jì)算B滲流通道的驅(qū)替壓力梯度為

(21)

(6)比較B滲流通道的驅(qū)替壓力梯度與啟動(dòng)壓力梯度的大小,如驅(qū)替壓力梯度大于啟動(dòng)壓力梯度令t=t+Δt,重復(fù)步驟(1)～步驟(5);否則使用式(18)計(jì)算得到驅(qū)油效率。

基于上述方法計(jì)算得到驅(qū)油效率與驅(qū)替壓力梯度的關(guān)系曲線如圖7所示,可以看出,隨著驅(qū)替壓力梯度增加,原油逐漸克服毛管力、黏滯阻力而流動(dòng),驅(qū)油效率快速增加;當(dāng)驅(qū)替壓力梯度達(dá)到 0.06 MPa/m 即臨界驅(qū)替壓力梯度時(shí),原油基本完全克服毛管力、黏滯阻力,驅(qū)油效率增速隨驅(qū)替壓力梯度增大而明顯變緩,從理論上證實(shí)了稠油具有非線性驅(qū)替特征和臨界驅(qū)替壓力梯度。因此,高含水期開發(fā)調(diào)整策略需要根據(jù)驅(qū)油效率與驅(qū)替壓力梯度變化拐點(diǎn),結(jié)合油田縱向、平面和層內(nèi)儲(chǔ)層展布、流體性質(zhì)等特征,優(yōu)化設(shè)計(jì)開發(fā)層系、注采井網(wǎng)、井型井距等,提高各個(gè)注采單元的驅(qū)替壓力梯度達(dá)到臨界驅(qū)替壓力梯度,最大程度地提高驅(qū)油效率和采收率,改善水驅(qū)開發(fā)效果。

圖7 驅(qū)油效率與驅(qū)替壓力梯度關(guān)系曲線

3 實(shí)例應(yīng)用

SZ油田是渤海第一個(gè)大型整裝三角洲相稠油油田,縱向發(fā)育多套含油層系,平均滲透率為 3 000 mD,地層原油黏度50～325 mPa·s,初期采用反九點(diǎn)井網(wǎng)開發(fā),于2000年11月投產(chǎn)。經(jīng)過多年開發(fā),油田進(jìn)入高含水期,呈現(xiàn)出含水上升快、遞減率大、水驅(qū)采收率低等特征,亟需開發(fā)調(diào)整以改善開發(fā)效果。SZ油田初期開發(fā)模式如圖8所示,采用定向井反九點(diǎn)井網(wǎng)開發(fā)[圖8(a)],注采井附近的驅(qū)替壓力梯度較大,井間的驅(qū)替壓力梯度較小,井組平均驅(qū)替壓力梯度為0.04 MPa/m,小于臨界驅(qū)替壓力梯度0.06 MPa/m,注入水很快在大孔喉中形成連續(xù)水相導(dǎo)致水竄,而原油在小孔喉中滯留形成剩余油,含油飽和度較高,驅(qū)油效率較低,在含水率70%時(shí)油田的采出程度為16.8%,開發(fā)效果較差。為改善開發(fā)效果,根據(jù)SZ油田地質(zhì)油藏特征,利用水平井聯(lián)合定向井井網(wǎng)提高油藏驅(qū)替壓力梯度,不但提高水驅(qū)波及系數(shù),而且提高驅(qū)油效率,創(chuàng)新提出海上陸相油藏水平井聯(lián)合定向井開發(fā)模式,由原來定向井反九點(diǎn)井網(wǎng)調(diào)整為水平井聯(lián)合定向井五點(diǎn)井網(wǎng)[圖9(a)],相比于初期的井網(wǎng)模式,調(diào)整之后井組的驅(qū)替壓力梯度明顯增加[圖9(b)],由0.04 MPa/m提高至0.11 MPa/m,高于臨界驅(qū)替壓力梯度0.06 MPa/m,滯留在小孔喉中的剩余油達(dá)到有效流動(dòng)條件,從而大幅度提高驅(qū)油效率和水驅(qū)采收率。

圖8 SZ油田初期開發(fā)模式

圖9 SZ油田井網(wǎng)調(diào)整后開發(fā)模式

SZ油田綜合調(diào)整先后實(shí)施水平井386口、定向井37口,油藏驅(qū)替壓力梯度由0.04 MPa/m提高至0.11 MPa/m,新井初期平均單井產(chǎn)油量85 m3/d,是老井的2倍,油田采油速度由1.1%提高至1.9%;新井平均單井初期含水率僅35%,較周邊老井降低15%～30%;調(diào)整后油田含水上升速度明顯減緩,水驅(qū)采收率由25.7%提高至42.5%,如圖10所示,取得良好開發(fā)調(diào)整效果,實(shí)現(xiàn)高速高效開發(fā)。

圖10 SZ油田含水率隨采出程度變化圖

4 結(jié)論

(1)建立大、小孔喉微觀并聯(lián)模型以及相應(yīng)油藏尺度下高、低滲流層模型,揭示剩余油的微觀分布滯留機(jī)理、臨界驅(qū)替壓力梯度和有效動(dòng)用技術(shù)界限,為高含水期挖潛剩余油提供理論依據(jù)。

(2)水驅(qū)過程中,大孔喉中的原油不斷驅(qū)出,水相逐漸變?yōu)檫B續(xù)相,明顯干擾小孔喉中的原油流動(dòng),形成“注水繞流式”滯留剩余油;小孔喉平均半徑為35 μm,對應(yīng)的臨界驅(qū)替壓力梯度為 0.06 MPa/m,隨著驅(qū)替壓力梯度逐漸增大,驅(qū)油效率增加速度先加快后變緩。

(3)渤海SZ油田高含水期采取水平井聯(lián)合定向井分層系開發(fā)模式,通過提高油藏壓力梯度,不但提高水驅(qū)波及系數(shù),而且提高驅(qū)油效率,從而大幅度提高水驅(qū)采收率,進(jìn)一步發(fā)展和豐富陸相稠油油田高效開發(fā)理論。