一東辛斷塊油藏層系重組政策界限研究

時(shí)鳳霞, 孫 肖

(中國石油大學(xué)勝利學(xué)院 油氣工程學(xué)院,山東 東營 257000)

一東辛斷塊油藏層系重組政策界限研究

時(shí)鳳霞, 孫 肖

(中國石油大學(xué)勝利學(xué)院 油氣工程學(xué)院,山東 東營 257000)

針對東辛油田斷塊油藏含水率高、層間干擾嚴(yán)重、采收率低等問題,根據(jù)東辛營87-1斷塊油藏特征建立模型,分析滲透率級差、原油黏度、小層厚度等非均質(zhì)因素對開發(fā)效果的影響,確定層系重組的政策界限。并將研究結(jié)果應(yīng)用到實(shí)際油層的層系重組優(yōu)化方案中,取得了較好的開發(fā)效果,對指導(dǎo)該類油藏挖潛剩余油,提高油藏采收率具有重要意義。

滲透率級差;黏度;小層厚度;層系重組;政策界限

東辛油區(qū)位于濟(jì)陽坳陷東營凹陷中央隆起帶東段,是一個(gè)構(gòu)造復(fù)雜、儲(chǔ)層非均質(zhì)嚴(yán)重、油藏類型多樣化的復(fù)雜斷塊油田。該區(qū)塊油藏原始壓力15 MPa,孔隙度26%,束縛水飽和度0.316 9,滲透率0.5 μm2,斷塊油藏在開發(fā)過程中,通常采用層系細(xì)分開發(fā)技術(shù)。該技術(shù)可使層系間干擾得到一定程度減緩,是斷塊油藏特高含水期提高采收率的重要手段。但局限于目前的開發(fā)技術(shù)和經(jīng)濟(jì)條件,層系不能進(jìn)行無限的細(xì)分,層間干擾嚴(yán)重,層系內(nèi)儲(chǔ)量動(dòng)用狀況差異大。采用層系重組技術(shù)可以提高斷塊油田剩余油挖潛潛力,該技術(shù)要求對斷塊油藏層系重組政策界限進(jìn)行研究。

1 建立模型

斷塊油藏進(jìn)入特高含水期后,層間矛盾不斷加劇,原有的層系劃分方式已不能滿足目前開發(fā)方式的要求,必須根據(jù)該階段的特點(diǎn)、在對各小層特高含水期靜態(tài)參數(shù)、隔層分布情況等充分認(rèn)識的基礎(chǔ)上,按照“相似層組合為一套層系”的思路[1]進(jìn)行層系重組研究。

東辛復(fù)雜小斷塊具有陸上斷塊油氣藏的典型特征:一是斷層發(fā)育、構(gòu)造復(fù)雜、斷塊多、含油面積小;二是油氣富集,含油層系多,含油井段長;三是儲(chǔ)層物性好,以中高滲透為主,但層間差異大,滲透率級差超過100,變異系數(shù)0.588,非均質(zhì)系數(shù)0.265;四是原油性質(zhì)以中低黏度為主,夾有部分稠油?；跂|辛營87-1區(qū)塊流體和儲(chǔ)層特點(diǎn),運(yùn)用Eclipse數(shù)模軟件建立反映斷塊油藏地質(zhì)狀況的概念模型[2],如圖1所示，平面上采用50×5的網(wǎng)格系統(tǒng),網(wǎng)格尺寸6 m×6 m;縱向上分為兩層,由上至下依次為1號層、2號層。單層厚度取小層厚度平均值4 m,為精細(xì)反映縱向上油水運(yùn)移過程將小層進(jìn)一步細(xì)分。各項(xiàng)參數(shù)根據(jù)油藏精細(xì)描述結(jié)果取油田參數(shù)的平均值,模型采用一注一采的動(dòng)態(tài)開采方式。

圖1 模型示意圖

2 影響因素對比

2.1 滲透率級差

儲(chǔ)層滲透率差異是劃分多層斷塊油藏層系的主要因素,同一套層系內(nèi)滲透率級差越大,非均質(zhì)性的干擾越嚴(yán)重,開發(fā)效果越差。但由于工藝水平和經(jīng)濟(jì)效益的限制,不能將層系劃分過細(xì),因此需要研究滲透率級差的經(jīng)濟(jì)界限。在此對滲透率級差進(jìn)行量化分析:各小層的儲(chǔ)層參數(shù)和流體參數(shù)相同,僅改變滲透率。在建立低、中、高滲透率模型時(shí),保持1號層(低滲透率的層位)滲透率不變(依次為0.05、0.2、0.5 μm2),改變2號層(高滲透率的層位)的滲透率,滲透率級差取2～10,研究各小層以及儲(chǔ)層總體的水驅(qū)控制情況(圖2)。

圖2 采出程度隨滲透率級差變化曲線

由圖2可以看出:①隨著滲透率級差的不斷增大,低滲層(1號層)的采出程度不斷下降,受滲透率級差的影響最為明顯;②在混合滲透率和中低滲透率儲(chǔ)層模型中,當(dāng)滲透率級差大于3時(shí),儲(chǔ)層整體采出程度下降幅度開始變大;③高滲透率儲(chǔ)層將直接導(dǎo)致水驅(qū)效果的改善,結(jié)果顯示相同的滲透率級差下,在高滲透地層中2號層的采出程度最高,均保持在40%以上。

2.2 原油黏度

地層原油黏度是影響其在地下流動(dòng)能力的參數(shù)值[3],當(dāng)原油黏度過大時(shí),滲流阻力增加,影響原油運(yùn)移,導(dǎo)致油井無法正常生產(chǎn)。同一套開發(fā)層系內(nèi)儲(chǔ)層的原油黏度相差太大,會(huì)加重層間干擾,降低最終采收率。研究黏度級差的模型仍采用前述的兩層模型,分別建立中低黏度、稠油和混合黏度的模型,保持第一層黏度不變,依次改變第二層原油黏度,具體方案及結(jié)果見表1。

表1 黏度影響方案設(shè)計(jì)及結(jié)果統(tǒng)計(jì)

數(shù)值模擬結(jié)果如圖3所示:①原油黏度越小,其采出程度越高;中低黏度的采出程度明顯高于稠油和混合黏度原油;②隨著黏度級差的增加,第一層的采出程度略有增加,整體和第二層的采出程度逐漸減小;③當(dāng)黏度級差大于2.2以后,兩層間的采出程度差距逐漸增大。綜合各種情況,黏度級差不應(yīng)大于2。

2.3 油層厚度

多層油藏合采時(shí),各層的厚度不盡相同,厚層吸水多,吸水剖面不均勻,同一套層系內(nèi)的各層厚度相差太大,也會(huì)加重層間干擾[4]。厚度研究模型仍采用前述的兩層模型,分別在薄層、厚層以及混合層的范圍內(nèi)保持1號層厚度不變,改變2號層厚度,具體方案見表2。

圖3 采出程度隨原油黏度變化曲線

表2 厚度影響方案設(shè)計(jì)及結(jié)果統(tǒng)計(jì)

計(jì)算結(jié)果如圖4所示:隨著上下兩層厚度差的增加,油藏總的采出程度逐漸下降,厚層(第二層)與油藏總體變化趨勢相同,小層采出程度也隨厚度差的增加而下降;薄層(第一層)的采出程度明顯高于總體及厚層。隨著厚度差的增加,薄厚層的采出程度差異逐漸增大。三種油藏中,厚油藏差異最小,混合油藏差異最大。

圖4 采出程度隨厚度變化曲線

3 營87-1方案設(shè)計(jì)優(yōu)化及效果

根據(jù)營87-1斷塊各小層的開發(fā)狀況和層系重組的政策界限,進(jìn)行了層系重組。根據(jù)上述研究成果及開發(fā)區(qū)塊的儲(chǔ)層物性情況,制定了層系重組的原則,共設(shè)計(jì)了5套層系組合方案(表3)。前3套是砂層組之間重組方案,以規(guī)則最底部砂層組井網(wǎng)為優(yōu)先,其余井全部上返至上層系進(jìn)行綜合調(diào)整利用;后2套是主力層與非主力層重組方案,以規(guī)則主力層井網(wǎng)為優(yōu)先,其余井全部上返至非主力層進(jìn)行綜合調(diào)整利用。

表3 層系組合設(shè)計(jì)方案

對以上5個(gè)層系重組方案采用油藏?cái)?shù)值模擬方法預(yù)測15 a后的采出程度(圖5)和含水率(圖6),從圖5中可以看出,方案二、三開采效果較好,采出程度高;但結(jié)合圖6中15 a后的含水率來看,方案三含水率要低于方案二。因此方案三效果最好,可增加油田的可采儲(chǔ)量,提高采收率,并且含水率較低,達(dá)到較好的開發(fā)效果。

圖5 不同層系組合方案15 a后采出程度對比

圖6 不同層系組合方案15 a后含水率對比

4 結(jié) 論

(1)隨著滲透率級差的增加,采出程度隨之降低,因此同一層系小層的滲透率級差不能大于3。

(2)原油黏度越小,其采出程度越高;中低黏度的采出程度明顯高于稠油和混合黏度原油;同一層系的原油黏度級差不能大于2。

(3)隨著上下兩層厚度差的增加,油藏總的采出程度逐漸下降。

(4)根據(jù)上述政策界限分析,對營87-1斷塊設(shè)計(jì)了5種層系重組方案,通過對比,第三種方案較好,采出程度高,含水率低,可增加油田的可采儲(chǔ)量,達(dá)到較好的開發(fā)效果。

[1] 王勇,鐘建華,魚宏珍,等.文203斷塊沙三中剩余油分布研究[J].特種油氣藏, 2007,14(4):52-58.

[2] 楊承林,徐春娥,石書燦.應(yīng)用數(shù)值模擬法研究復(fù)雜斷塊油藏剩余油分布[J].斷塊油氣田,2007,14(2):36- 40.

[3] 郭麗華,陶鳳霞,趙春梅.斷塊油藏剩余油分布研究[J].油氣田地面工程. 2006,25(3):11-12.

[4] 賈云超,呂新華,周延軍,等.重組細(xì)分技術(shù)在嚴(yán)重非均質(zhì)油藏中高含水期挖潛中的應(yīng)用[J].石油天然氣學(xué)報(bào),2005,27(3):375-376.

[責(zé)任編輯] 王艷麗

2014-11-10

時(shí)鳳霞(1983—),女,山東泰安人,中國石油大學(xué)勝利學(xué)院油氣工程學(xué)院講師,碩士，主要從事石油工程方面的研究。

10.3969/j.issn.1673-5935.2015.01.008

TE347

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