應(yīng)用虛擬示蹤劑方法研究側(cè)積體油水運(yùn)移規(guī)律

殷代印，張 東

(1.東北石油大學(xué)，黑龍江 大慶 163318;2.中油大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江 大慶 163511)

引 言

油田進(jìn)入高含水期后，側(cè)積體內(nèi)油水運(yùn)移規(guī)律及剩余油分布成為老油田挖潛重點(diǎn)研究問題[1-2]。油水在側(cè)向加積油層內(nèi)的運(yùn)移是三維流動(dòng)，比常見的垂向加積油層平面二維流動(dòng)更復(fù)雜，有關(guān)這方面的研究很少[3-5]。目前，普遍采用流動(dòng)系數(shù)劈分法研究油井來水方向和來水量，分析油水運(yùn)移規(guī)律，該方法簡單、精度低，不適合側(cè)向加積油層。另外，建模過程大多數(shù)用斷層來描述側(cè)積夾層[6-8]，這樣的建模方法存在一定的弊端，夾層間本來是有油水運(yùn)移的，如果作為斷層處理，側(cè)積體之間不會(huì)發(fā)生流動(dòng)，這與實(shí)際情況不符，不能真實(shí)反映地下連通情況。為此，本文將側(cè)積體作為沉積單元進(jìn)行地質(zhì)建模，沿側(cè)積夾層方向建立分層面，真實(shí)地反映了側(cè)積夾層的實(shí)際情況，在此基礎(chǔ)上，開展數(shù)值模擬研究，提出了虛擬示蹤劑方法，即假設(shè)側(cè)積體內(nèi)存在某種示蹤劑或向水井中注入某種示蹤劑，根據(jù)示蹤劑在側(cè)積體內(nèi)的濃度分布變化研究油水運(yùn)移規(guī)律，為剩余油的判別及成因分析提供理論依據(jù)。

1 研究區(qū)側(cè)積體概況

研究區(qū)位于杏六區(qū)東部，面積為3.42 km2，2007年進(jìn)行三次加密，井網(wǎng)密度由50口/km2增加到136口/km2。根據(jù)前期的直井巖心資料，該區(qū)塊中部有側(cè)積夾層發(fā)育，存在13個(gè)側(cè)積體(圖1)。為了挖潛側(cè)積體頂部剩余油，2006年11月，在該區(qū)PⅠ33層鉆了5口水平井，其中杏6-1-平35是取心井，水平段軌跡垂直點(diǎn)壩砂體走向如圖1所示。在油層上部水平段262.86 m長度的巖心上，可觀察到側(cè)積夾層發(fā)育;在油層中部造斜段47.28 m長度的巖心上，側(cè)積夾層較發(fā)育;在油層下部水平段29.28 m長度的巖心上，側(cè)積夾層不發(fā)育，由此確定該層中上部存在側(cè)積夾層，占總厚度的2/3左右。

圖1 側(cè)積夾層在油層中的位置

2 側(cè)積體地質(zhì)建模與數(shù)值模擬

根據(jù)鉆井資料解釋，側(cè)積夾層發(fā)育在PⅠ33的中上部，位置如圖2中H1段所示。夾層的阻隔作用也主要產(chǎn)生在H1段，下部H2段是完全連通的。在H1和H2之間必須建立一虛擬地層面(jm)，虛擬地層面(jm)距離上頂面為2/3 h(h為PⅠ33層的總厚度)。

圖2 簡化夾層分布

在側(cè)積夾層建模時(shí)，由于PETREL地質(zhì)建模軟件的局限性，只能將夾層面沿著其發(fā)育方向進(jìn)行縱向和平面延伸。為了更加精細(xì)地刻畫夾層的位置和形態(tài)，盡可能在平面上和縱向上細(xì)化地質(zhì)模型，地質(zhì)模型平面上采用10 m×10 m的網(wǎng)格，縱向上每0.2 m1個(gè)細(xì)分層。結(jié)合現(xiàn)場提供的夾層信息，在側(cè)積夾層建模的過程中，在夾層的邊緣部位布了虛擬井來控制夾層的走向，在建模過程中共布了513口虛擬井。根據(jù)各虛擬井的井點(diǎn)坐標(biāo)及與各夾層面、PⅠ33面、jm面的交點(diǎn)深度，建立PETREL可接受的虛擬井分層數(shù)據(jù)庫和夾層厚度數(shù)據(jù)，應(yīng)用厚度面約束的方法，做出與實(shí)際夾層趨勢一致的分層面，這樣更加準(zhǔn)確地刻畫了夾層的形態(tài)和夾層附件的油藏物性，建立的側(cè)積夾層構(gòu)造模型如圖3所示。

圖3 構(gòu)造模型圖

在數(shù)值模擬過程中為了節(jié)省計(jì)算時(shí)間，對地質(zhì)模型進(jìn)行粗化，平面上采用等距的角點(diǎn)網(wǎng)格，X方向劃分114個(gè)網(wǎng)格，Y方向劃分157個(gè)網(wǎng)格，網(wǎng)格尺寸為15 m×15 m;縱向上將每個(gè)側(cè)積體細(xì)分為若干個(gè)小層，每個(gè)小層的厚度都在1m左右，共劃分了54個(gè)小層，以便精細(xì)研究側(cè)積體內(nèi)部剩余油的分布(圖4)。由圖4可知，所建立的側(cè)積夾層傾角、形狀以及下部連通性均與實(shí)際相符合。在進(jìn)行油水運(yùn)移規(guī)律研究時(shí)，首先應(yīng)用ECLIPSE軟件進(jìn)行歷史擬合，在擬合精度符合工程要求的基礎(chǔ)上，再進(jìn)行下一步的研究。

圖4 地質(zhì)模型剖面

3 應(yīng)用虛擬示蹤劑研究油水運(yùn)移規(guī)律

在該區(qū)塊初始開發(fā)時(shí)刻，假設(shè)不同側(cè)積體內(nèi)存在不同類型的虛擬示蹤劑，稱之為“虛擬示蹤劑”，以此來標(biāo)識不同位置流體。隨著油田開發(fā)的進(jìn)行，虛擬示蹤劑隨流體流動(dòng)在油藏中重新分布，通過分析示蹤劑濃度分布變化，可以研究流體位置上的變化，進(jìn)而得出油水在側(cè)積體中的運(yùn)移規(guī)律[9-10]。

3.1 側(cè)積體內(nèi)油水運(yùn)移規(guī)律

(1)沿側(cè)積體傾斜面油水運(yùn)移規(guī)律。以4號側(cè)積體為例，縱向上細(xì)分成3個(gè)模擬層，對應(yīng)的模擬層號分別是15、16、17，初始時(shí)刻假設(shè)側(cè)積體內(nèi)存在D4示蹤劑，各模擬網(wǎng)格示蹤劑的初始濃度為1 mg/L。周圍水井注水過程中不含任何示蹤劑，則側(cè)積體內(nèi)隨著原油采出和注入水的稀釋作用，側(cè)積體內(nèi)的示蹤劑濃度將逐漸降低，不同時(shí)刻4號側(cè)積體15號模擬層內(nèi)示蹤劑濃度分布見圖5、6。

圖5 2006年6月15日4號側(cè)積體模擬層15的示蹤劑分布

圖6 2013年6月15日4號側(cè)積體模擬層15的示蹤劑分布

圖7 2013年6月15日4號側(cè)積體模擬層17的示蹤劑分布

由圖5可知，截至2006年6月三次加密前，近35 a的生產(chǎn)時(shí)間內(nèi)，側(cè)積體內(nèi)的示蹤劑總是在點(diǎn)壩砂體的下部先被采出，然后逐漸往上推移，濃度變化很慢，只是側(cè)積體右下部示蹤劑濃度減小較快，主要受側(cè)積體右側(cè)25 m處水井影響。這表明加密前側(cè)積體沒有鉆遇油水井的情況下，原油主要靠重力沿傾斜面向下流動(dòng)，運(yùn)移速度很小;附近如果有水井，注入水會(huì)沿側(cè)部向下驅(qū)替原油，油水沿側(cè)積體傾面斜下方運(yùn)移，運(yùn)移速度較快。三次加密后，沿側(cè)積體中上部被水平采油井鉆穿，同時(shí)側(cè)積體附近新增了5口注水井，注入水沿底部向上、側(cè)部向中間驅(qū)油，示蹤劑濃度遞減加快，油水運(yùn)移速度高，側(cè)積體開發(fā)效果明顯提高(圖6)。

(2)側(cè)積體垂向油水運(yùn)移規(guī)律。截至2013年6月，模擬層15、17中擬示蹤劑D4濃度分布見圖6、7。由圖可知，側(cè)積體底部模擬層17的示蹤劑濃度比頂部模擬層15的示蹤劑濃度小很多。這是因?yàn)楫?dāng)注入水沿著側(cè)積層向下傾方向運(yùn)動(dòng)時(shí)，由于油水重力差異，注入水有一個(gè)垂向向下流動(dòng)分量，優(yōu)先沿底部模擬層滲流，底部水淹高于頂部，平均采出程度相差4.6個(gè)百分點(diǎn)。

3.2 側(cè)積體間油水運(yùn)移規(guī)律

與4號側(cè)積體相鄰的兩側(cè)積體分別為3號側(cè)積體(底部模擬層14，注入的虛擬示蹤劑為D3)和5號側(cè)積體(頂部模擬層18，注入的虛擬示蹤劑為D5)。截至2013年6月，2個(gè)模擬層內(nèi)虛擬示蹤劑D4濃度最大值為1.5×10-4mg/L，幾乎不存在D4虛擬示蹤劑，油水在側(cè)積體間幾乎沒有流動(dòng)。根據(jù)取心分析結(jié)果，側(cè)積夾層的平均滲透率只有0.5×10-3μm2，夾層之間存在很好的遮擋作用模擬層52～54屬于側(cè)積體下部連通部位，初始時(shí)刻設(shè)置虛擬示蹤劑C1，通過數(shù)值模擬研究表明，所有側(cè)積體內(nèi)都有大量虛擬示蹤劑C1出現(xiàn)(圖8)。

圖8 全區(qū)示蹤劑C1分布剖面

由圖8可知，鉆遇的各側(cè)積體模擬層中都有示蹤劑C1的存在，說明點(diǎn)壩砂體下部的示蹤劑沿著底部向側(cè)積層上傾方向推進(jìn)，且水平井底部C1示蹤劑突進(jìn)速度較快，濃度較大。表明水平井鉆穿側(cè)積體后，注入水從底部沿側(cè)積體傾面向上運(yùn)移速度較快，為了取得較好開發(fā)效果，水平井位置應(yīng)該設(shè)計(jì)在側(cè)積體頂部。

4 來水方向和來水量的確定

在數(shù)值模擬過程中，假定向某口油井周圍的水井中注入相同濃度、相同用量、不同種類示蹤劑，而初始時(shí)刻地層中不含任何示蹤劑，通過研究生產(chǎn)井示蹤劑的產(chǎn)出特征，解決來水方向、見水層位、低效無效注水等開發(fā)過程中的難題，為調(diào)剖、堵水措施提供依據(jù)。本文以水平井X5-4-A35為例進(jìn)行研究，周圍水井分別為 X5-4-E17、X6-11-E19、X6-1-E15、X6-21-E16、X6-2-SE16、X6-2-SE17。

4.1 來水方向的確定

水井注入示蹤劑段塞后，由于地層非均質(zhì)性和油水井間連通情況不同，導(dǎo)致油井產(chǎn)出示蹤劑峰值濃度和峰值時(shí)間不同，據(jù)此可以判斷主要來水方向。以水平井X5-4-A35為例，周圍水井分別為X5-4-E17、X6-11-E19、X6-1-E15、X6-21-E16、X6-2-SE16、X6-2-SE17，對應(yīng)注入示蹤劑為 TR1、TR2、TR3、TR4、TR5 和 TR6，水平井X5-4-A35中各示蹤劑產(chǎn)出情況如圖9。

圖9 水平井X5-4-A35中各示蹤劑的產(chǎn)出曲線

由圖9可知，水井X6-21-E16注入的示蹤劑TR4產(chǎn)出濃度明顯高于其他5種示蹤劑，說明該井與水平井X5-4-A35連通性較好，因而可以判斷出主要來水方向?yàn)樗甔6-21-E16，其次為X5-4-E17和 X6-2-SE16。

4.2 各方向來水量的確定

根據(jù)前期研究成果，各方向來水比例與示蹤劑峰值濃度、峰值時(shí)間、井距的計(jì)算公式為[11]:

式中:α1為w1井來水量占油井總來水比例;Qw1為w1井產(chǎn)液量，m3/d;L為注采井距，m;cp為示蹤劑峰值濃度，mg/L;T為示蹤劑的峰值時(shí)間，d。

由式(1)可以得出各方向來水比例，再根據(jù)油井總產(chǎn)水量得出各方向來水量，水平井X5-4-A35的各方向來水比例和來水量計(jì)算結(jié)果見表1。

表1 X5-4-A35各方向來水量及來水比例統(tǒng)計(jì)

由表1可知，水平井X5-4-A35中最大來水量來自水井X6-21-E16，其中來水比例占59.72%，來水量為45.88 m3/d;其次為注入井X5-4-E17，其中來水比例占21.03%，來水量為16.16 m3/d。生產(chǎn)井綜合含水達(dá)到95%以后，應(yīng)該對水井X6-21-E16目的層PⅠ33實(shí)施調(diào)剖措施。

5 側(cè)積體剩余油分布特征

前面的研究表明，側(cè)積夾層對油水運(yùn)移規(guī)律和油層動(dòng)用狀況具有重要影響，側(cè)積體上是否鉆遇井點(diǎn)直接影響側(cè)積體內(nèi)剩余油富集程度和分布狀況[12-13]，截至2013年6月，不同側(cè)積體剩余油飽和度分布見圖10～12。

圖10 側(cè)積體上無鉆遇井

圖11 側(cè)積體上鉆遇直井

圖12 側(cè)積體上鉆遇水平井

(1)側(cè)積體上無鉆遇井點(diǎn)，側(cè)積體底部水淹，中上部富集剩余油。以12號側(cè)積體為例，該側(cè)積體發(fā)育規(guī)模較小，一直沒有鉆遇井點(diǎn)，側(cè)積體主要通過下部與水平層位連通，根據(jù)油水運(yùn)移規(guī)律，主要靠重力或側(cè)向水井注水驅(qū)替，流體流入底部水平層位，然后從生產(chǎn)井中采出，驅(qū)油效率低，在側(cè)積夾層的中上部富集剩余油，目前平均剩余油飽和度為0.51，數(shù)模預(yù)測水驅(qū)采收率為31.08%。

(2)側(cè)積體上鉆遇直井，側(cè)積體底部、直井附近高度水淹，其他部位富集剩余油。以13號側(cè)積體為例，三次加密后直井采油井X6-1-35鉆遇該砂體，由于側(cè)積夾層的遮擋作用，側(cè)積體之間的注入井和采出井不能形成有效地驅(qū)替，油水通過下部油層沿側(cè)積體傾面進(jìn)入采油井，中上部遠(yuǎn)離井點(diǎn)部位依然存在剩余油，目前平均剩余油飽和度為0.47，數(shù)模預(yù)測水驅(qū)采收率為35.81%。

(3)側(cè)積體鉆遇水平井，側(cè)積體底部、上部均水淹，側(cè)積體整體剩余油較少。以4號側(cè)積體為例，水平井打在側(cè)積體中上部，注水井和采油井形成線性驅(qū)替，使側(cè)積體之間建立起連通關(guān)系，避免了直井開采由于側(cè)積夾層遮擋不能建立起有效驅(qū)替的缺點(diǎn)，因此開發(fā)效果較好，能夠挖潛油層上部由于側(cè)積夾層遮擋的剩余油，目前平均剩余油飽和度只有0.41，數(shù)模預(yù)測水驅(qū)采收率為42.97%。

針對上述側(cè)積體剩余油分布特點(diǎn)，在高含水期剩余油調(diào)整挖潛中，應(yīng)該結(jié)合單砂體內(nèi)部建筑結(jié)構(gòu)的精細(xì)解剖，利用水平井鉆側(cè)積體內(nèi)剩余油進(jìn)行挖潛[14-16]。水平井開采的同時(shí)，建議調(diào)整注采井網(wǎng)，采取逆向注水，或封堵周圍高來水井層，底部垂向加積部位注膠封隔等措施，進(jìn)一步改善側(cè)積體挖潛效果。

6 結(jié)論

(1)采用布虛擬井，厚度面約束的方法，將每個(gè)側(cè)積體處理成一個(gè)沉積單元，側(cè)積夾層面作為沉積單元頂面，避免了應(yīng)用斷層處理夾層的局限性，精細(xì)刻畫了側(cè)積體的形態(tài)。

(2)提出了虛擬示蹤劑數(shù)值模擬方法，研究了杏樹崗油田杏六區(qū)側(cè)積體油水運(yùn)移規(guī)律。

(3)給出了采用虛擬示蹤劑峰值濃度、峰值時(shí)間判斷來水方向、定量計(jì)算各方向來水量的方法。

(4)夾層控制下側(cè)積體的剩余油分布特點(diǎn)是底部水淹、中、上部富集剩余油，采用中上部鉆水平井進(jìn)行開發(fā)效果明顯好于直井，水驅(qū)采收率二者相差7.11個(gè)百分點(diǎn)。

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