渤海Q油田隔夾層發(fā)育底水稠油油藏精細(xì)注采技術(shù)

張吉磊， 龍 明， 何逸凡， 章 威， 繆飛飛

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459)

渤海Q油田是典型的海上低幅底水稠油油田，產(chǎn)量遞減幅度大。提高產(chǎn)液量(下文簡(jiǎn)稱提液)是底水油藏最有效的增產(chǎn)措施，對(duì)渤海Q油田的穩(wěn)產(chǎn)起到了重要作用。但是，隔夾層發(fā)育導(dǎo)致在儲(chǔ)層內(nèi)部形成滲流屏障,使流體的垂向流動(dòng)受阻,對(duì)注水及提液產(chǎn)生了重要影響[1-2]。因此，雖然近年來(lái)該油田大規(guī)模提高隔夾層發(fā)育區(qū)的水平井的產(chǎn)液量，但效果不理想，效果差的井所占比例逐漸增大，主要表現(xiàn)出提液后“增水不增油”、“產(chǎn)液量增幅小”以及“生產(chǎn)壓差大幅度增加”等現(xiàn)象，同時(shí)隔夾層發(fā)育區(qū)注水驅(qū)油效果也比較差。

關(guān)于底水油藏提液，許多學(xué)者從提液時(shí)機(jī)、提液幅度、最大提液量以及符合提液條件的物質(zhì)基礎(chǔ)等方面進(jìn)行了研究論證[3-6]，對(duì)不同類型油藏的提液有了一定認(rèn)識(shí)。但是，對(duì)于隔夾層發(fā)育的儲(chǔ)層，隔夾層如何影響提液的問(wèn)題，還處于定性認(rèn)識(shí)階段；同樣，底水油藏注水研究目前仍處于探索階段,許多學(xué)者只是針對(duì)隔夾層不發(fā)育、地層能量相對(duì)不強(qiáng)的底水油藏進(jìn)行了注水開(kāi)發(fā)可行性論證[7-9]，而對(duì)于隔夾層發(fā)育區(qū)如何改善底水油藏注水驅(qū)油效果的研究與應(yīng)用較少。為此，筆者針對(duì)隔夾層較發(fā)育儲(chǔ)層，從機(jī)理上研究了隔夾層參數(shù)對(duì)水平井提液的控制作用，定量研究了隔夾層參數(shù)對(duì)提液幅度的影響，分析確定了改善底水油藏注水驅(qū)油效果的新工藝，并在渤海Q油田進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，以期為該油田及相似油田的高效開(kāi)發(fā)提供依據(jù)。

1 油藏地質(zhì)概況

渤海Q油田為大型復(fù)雜河流相稠油油田，儲(chǔ)層構(gòu)造整體比較平緩，主要含油目的層為新近系明化鎮(zhèn)組下段，油藏埋深淺，屬高孔高滲儲(chǔ)層(平均孔隙度為35%，平均滲透率為3 000 mD)，局部隔夾層較發(fā)育，地層原油黏度為260 mPa·s，底水水體是孔隙體積的10～30倍。該油田開(kāi)發(fā)初期采用定向井開(kāi)發(fā)稠油底水油藏，含水率上升快，產(chǎn)量遞減幅度大，采出程度低。研究發(fā)現(xiàn)，該油田主力砂體受正韻律沉積作用，剩余油表現(xiàn)出頂部富集的規(guī)律，可在油層頂部部署水平井開(kāi)發(fā)剩余油。為此，2014年實(shí)施了綜合調(diào)整，部署了101口產(chǎn)液量調(diào)整井，均為水平井，且在投產(chǎn)初期取得了很好的開(kāi)發(fā)效果。但隨著開(kāi)發(fā)的深入，受隔夾層發(fā)育的影響，30%的水平井表現(xiàn)出提液后能量不足、供液能力下降的情況。采用轉(zhuǎn)注周邊定向井、“定向井注水，水平井采油”來(lái)提高水平井的開(kāi)發(fā)效果，但依然采液強(qiáng)度低、注入水驅(qū)油效果差。

根據(jù)渤海Q油田隔夾層物性參數(shù)及測(cè)井解釋數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果(滲透率與泥質(zhì)含量交互圖見(jiàn)圖1)，可將隔夾層分為滲透性隔夾層和非滲透性隔夾層。其中，非滲透性隔層的物性標(biāo)準(zhǔn)為：孔隙度小于0.15，泥質(zhì)含量大于0.5，滲透率小于1.0 mD；滲透性隔層的物性標(biāo)準(zhǔn)為：孔隙度大于0.15而小于0.25，泥質(zhì)含量大于0.3而小于0.5，滲透率大于1.0 mD。實(shí)例分析表明，渤海Q油田砂體隔夾層在平面上的分布具有橫向連續(xù)性差、厚度變化較大的特點(diǎn)，隔夾層厚度分布在2.00～4.00 m，局部區(qū)域的隔夾層厚度可達(dá)5.0倍井距。

圖1 渤海Q油田滲透率與泥質(zhì)含量交互圖Fig.1 Interaction diagram between permeability and shale content in Bohai Q Oilfield

2 隔夾層對(duì)提液、注水的影響

當(dāng)隔夾層發(fā)育時(shí)，由于采油水平井全部部署在砂體的頂部，隔夾層在縱向上阻擋了底水與水平井的連通。水平井投產(chǎn)初期，主要開(kāi)采井筒周圍及隔夾層上部的剩余油；隨著開(kāi)發(fā)的深入，受隔夾層的影響，提液后水平井逐漸表現(xiàn)出能量不足、生產(chǎn)壓差增大、產(chǎn)液量及產(chǎn)油量逐漸降低的特征。以渤海Q油田J39H井為例，該井井眼進(jìn)入儲(chǔ)集層頂部1.50 m，油層厚度12.00 m，油層中部發(fā)育隔夾層，投產(chǎn)初期產(chǎn)液量150 m3/d，產(chǎn)油量45 m3/d，生產(chǎn)壓差1.5 MPa，生產(chǎn)半年后產(chǎn)液量提至600 m3/d，提液一個(gè)月后產(chǎn)液量降至100 m3/d，生產(chǎn)壓差達(dá)到5.2 MPa，提液基本無(wú)效果；通過(guò)對(duì)周邊F8井轉(zhuǎn)注為J39H井補(bǔ)充能量，轉(zhuǎn)注后F8井為籠統(tǒng)注水，日注水量800 m3，周邊采油井仍表現(xiàn)出未轉(zhuǎn)注前的生產(chǎn)特征。

2.1 隔夾層對(duì)提液的影響

假設(shè)：1)有一水平均質(zhì)等厚的圓形地層，其中心鉆了一口水動(dòng)力學(xué)完善井；2)單相、穩(wěn)態(tài)流；3)流體不壓縮；4)各向異性、均質(zhì)無(wú)限大油藏，不考慮地層傷害；5)外邊界和井筒壓力為常數(shù)；6)隔夾層均質(zhì)，厚度均一。現(xiàn)將整個(gè)泄油區(qū)分為1#、2#和3#區(qū)域，如圖2所示(圖2中：H1、H2和H3分別為1#、2#和3#區(qū)域厚度，m;K1，K2和K3分別為1#、1#和3#區(qū)域儲(chǔ)層滲透率，mD;pel,pev分別為水平和垂直方向的地層壓力，MPa;pw為井底壓力，MPa)，其中1#、3#為儲(chǔ)層，2#為隔夾層。

圖2 儲(chǔ)層隔夾層剖面示意Fig.2 Diagram of cross section of interlayer

根據(jù)等值滲流阻力原理，可以將該井滲流分為2部分：第一部分為1#區(qū)域中液流進(jìn)入井眼并流動(dòng)到井底，第二部分為2#、3#區(qū)域中液流從油層底部流動(dòng)到井底。當(dāng)存在隔夾層時(shí)，隔夾層對(duì)產(chǎn)量的影響程度為：

(1)

整理得：

(2)

令C為隔夾層對(duì)產(chǎn)量的控制系數(shù)，則有：

(3)

C的表達(dá)式為：

(4)

式中：QW為無(wú)隔夾層情況下的產(chǎn)量，m3/d；QY為有隔夾層情況下的產(chǎn)量，m3/d；QC為無(wú)隔夾層與有隔夾層情況下的產(chǎn)量之差，m3/d；Δpv為生產(chǎn)壓差，MPa；μ為地層原油黏度，mPa·s；Q3為3#區(qū)域流向1#區(qū)域的體積流量，m3/d；R2為隔夾層垂向滲流阻力，mPa·s/(mD·m)；R3為下部地層垂向滲流阻力，mPa·s/(mD·m)；K2v為隔夾層垂向滲透率，mD；K3v為下部地層水平滲透率，mD；re為油井泄油半徑，m。

產(chǎn)量控制系數(shù)C反映了隔夾層參數(shù)對(duì)產(chǎn)量的影響程度。C的值越接近1，隔夾層對(duì)產(chǎn)量的影響越大，C=0時(shí)隔夾層對(duì)產(chǎn)量無(wú)影響。由式(4)可知，C隨隔夾層滲透率增大而減小，隨隔夾層厚度增大而增大。

本次的研究對(duì)象為我院2015年9月至2017年9月間收治的矽肺病患者150例,將其隨機(jī)分為觀察組和對(duì)照組,各75例,且均為男性患者。其中,觀察組:年齡均值為(52.4±6.3)歲;住院時(shí)間均值為(21.4±2.6)d。對(duì)照組:年齡均值為(53.6±6.2)歲;住院時(shí)間均值為(23.2±2.4)d。比較兩組資料,比較結(jié)果均無(wú)明顯差異(P>0.05),可進(jìn)行對(duì)比分析。

以渤海Q油田NmⅡ1砂體為例，研究了不同隔夾層特征參數(shù)對(duì)該儲(chǔ)層滲流的控制作用。選取儲(chǔ)層厚度為10.00 m，儲(chǔ)層垂向滲透率為1 000 mD。分別選取厚度H為10.00，1.00，0.10和0.01 m和垂向滲透率K為0.1，1.0，10.0，100.0和1 000.0 mD的隔夾層，將上述參數(shù)代入式(4)，計(jì)算隔夾層對(duì)產(chǎn)量的控制系數(shù)。不同厚度隔夾層垂向滲透率與產(chǎn)量控制系數(shù)的關(guān)系如圖3所示，不同垂向滲透率隔夾層厚度與產(chǎn)量控制系數(shù)的關(guān)系如圖4所示。

圖3 隔夾層垂向滲透率與產(chǎn)量控制系數(shù)的關(guān)系Fig.3 Relationship between interlayer vertical permeability and production control coefficient C

圖4 隔夾層厚度與產(chǎn)量控制系數(shù)的關(guān)系Fig.4 Relationship between interlayer thickness and production control coefficient C

由圖3可知，當(dāng)隔夾層厚度為0.01 m、垂向滲透率小于10 mD時(shí)就開(kāi)始對(duì)產(chǎn)量起控制作用，當(dāng)垂向滲透率達(dá)到0.001 mD時(shí),該隔夾層的控制作用達(dá)到最大，即產(chǎn)量控制系數(shù)為1。由圖4可知，當(dāng)隔夾層垂向滲透率為0.1 mD時(shí)，無(wú)論其厚度多大,對(duì)產(chǎn)量的控制作用都達(dá)到最大；當(dāng)隔夾層垂向滲透率為1 000.0 mD時(shí)，其厚度超過(guò)0.10 m后就開(kāi)始對(duì)產(chǎn)量起控制作用。

2.2 隔夾層對(duì)注水的影響

渤海Q油田底水油藏采用“兩注一采”排狀注采井網(wǎng)，通過(guò)建立隔夾層理論模型(見(jiàn)圖5)，研究了籠統(tǒng)注水條件下滲透率級(jí)差和底水體積對(duì)注水驅(qū)油效果的影響。

圖5 “兩注一采”井網(wǎng)隔夾層模型示意Fig.5 Interlayer model in well pattern of “two injectors+one producer”

研究表明，對(duì)于正韻律儲(chǔ)層，影響底水油藏注入水驅(qū)油效果差的原因主要是隔夾層上部和下部吸水量極度不均，注入水沿隔夾層下部注入底水區(qū)，隔夾層上部幾乎不吸水，易造成注采主流線方向驅(qū)替效果差，導(dǎo)致注入水無(wú)效循環(huán)，注水開(kāi)發(fā)效果明顯變差。

3 隔夾層對(duì)注采的控制作用

3.1 隔夾層對(duì)提液的控制作用

流體在水平井周圍地層中的滲流為橢球形三維滲流，利用S.D.Joshi[10]提出的水平井產(chǎn)能分析理論,將水平井三維滲流問(wèn)題簡(jiǎn)化為水平和垂直平面的2個(gè)二維滲流問(wèn)題，根據(jù)該研究，隔夾層的發(fā)育導(dǎo)致在儲(chǔ)層內(nèi)部垂向上形成滲流屏障,使流體運(yùn)動(dòng)受阻，增加了滲流阻力。根據(jù)文獻(xiàn)[11]提供的水平井見(jiàn)水后的油水兩相流產(chǎn)能公式，結(jié)合產(chǎn)量控制系數(shù)C，推導(dǎo)了隔夾層控制的水平井見(jiàn)水后的水平井油水兩相流產(chǎn)能公式，表達(dá)式為：

Q=

(5)

渤海Q油田NmII2+3砂體F8井組平均油層厚度12.00 m，隔夾層位于距油層頂面5.00 m處，儲(chǔ)集層滲透率3 000.0 mD，隔夾層滲透率30.0 mD，隔夾層厚度2.00 m，根據(jù)式(4)計(jì)算得出控制系數(shù)C為0.97，然后將C值代入式(5)，通采用圖形擬合法進(jìn)行求解[11]，并根據(jù)結(jié)果繪制不同提液倍數(shù)下含水率與生產(chǎn)壓差的關(guān)系曲線(見(jiàn)圖6)。圖6中，產(chǎn)液量200 m3/d對(duì)應(yīng)的是不提液的空白試驗(yàn)，然后產(chǎn)液量從200 m3/d分別提液至400，600，800和1 000 m3/d。

圖6 不同產(chǎn)液量下含水率與生產(chǎn)壓差的關(guān)系Fig.6 Relationship between water cut and production pressure difference under different liquid production capacity

利用渤海Q油田NmII2+3砂體上3口井(處于無(wú)隔夾層區(qū)域內(nèi)的J16H井，處于隔夾層控制區(qū)的FWH1井和J10H井)的實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)其進(jìn)行了驗(yàn)證，證明了該方法的準(zhǔn)確性和可靠性。

3.2 隔夾層對(duì)注水的控制作用

針對(duì)影響底水油藏注水驅(qū)油效果差的原因，提出了依托隔夾層分布的層內(nèi)分段注水技術(shù)。其原理是：由于正韻律儲(chǔ)層注入水大部分注入隔夾層下部底水區(qū)，造成繞流區(qū)先被水淹，使注采井間驅(qū)替不均，通過(guò)分段注水，一方面可使隔夾層下段注入水補(bǔ)充能量，另一方面驅(qū)替隔夾層下部的剩余油，使其流向隔夾層邊部繞流區(qū)；隔夾層上段注入水驅(qū)替注采井間剩余油，使繞流區(qū)和上部注水區(qū)共同驅(qū)替。

在層內(nèi)分段注水均衡驅(qū)替的基礎(chǔ)上，利用正交設(shè)計(jì)原理對(duì)隔夾層模式下定向注水井的各段注水量進(jìn)行了研究，首先建立了2因素5水平的正交設(shè)計(jì)試驗(yàn)，2個(gè)因素分別是夾層上部注采比α和夾層下部注采比β，正交設(shè)計(jì)因素取值見(jiàn)表1。通過(guò)油藏?cái)?shù)值模擬，得到各方案下的累計(jì)產(chǎn)油量，結(jié)果見(jiàn)表2。

表1 正交設(shè)計(jì)因素取值表Table 1 Values of orthogonal design factors

表2 數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果Table 2 Results of numerical simulation

根據(jù)表2中的數(shù)據(jù)，利用多元回歸方法，回歸得到隔夾層模式下累計(jì)產(chǎn)油量與注水井各段注采比之間的關(guān)系式：

N=-7.86(α-0.4)2-4.79(β-0.6)2+15.58

(R2=0.981 9)

(6)

由式(6)可知，當(dāng)α和β分別取0.4和0.6時(shí)，累計(jì)產(chǎn)油量獲得最大值，因此確定了定向注水井各段的最優(yōu)配注量。

3.3 “層內(nèi)分段注水+大泵提液”開(kāi)發(fā)模式

渤海Q油田隔夾層較發(fā)育區(qū)域的注入水沿隔夾層下部注入底水區(qū)，隔夾層上部幾乎不吸水，隔夾層上部和下部吸水量極度不均衡，易造成注采主流線方向驅(qū)替效果差，導(dǎo)致注入水無(wú)效循環(huán)。針對(duì)該問(wèn)題，提出了依托隔夾層的層內(nèi)分段注水技術(shù)。該技術(shù)是利用隔夾層將原有的注水段分為上、下2個(gè)注水段，使注入水在注采主流線方向和水平井跟趾端方向均衡驅(qū)替。在實(shí)施分段注水的基礎(chǔ)上，對(duì)周邊受效采油水平井進(jìn)行合理提液，形成“層內(nèi)分段注水+大泵提液”的開(kāi)發(fā)模式。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2016年1月至2017年8月，渤海Q油田隔夾層發(fā)育底水稠油油藏精細(xì)注采技術(shù)在現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行了應(yīng)用，該油田6個(gè)注采井組(6口注水井，16口采油水平井)進(jìn)行了“層內(nèi)分段注水+大泵提液”措施。截至2017年8月，16口水平井平均單井產(chǎn)液量由200 m3/d增至500 m3/d，平均單井日增產(chǎn)油量15.0 m3，累計(jì)增產(chǎn)油量5.4×104m3，顯示出很好的增油效果。

渤海Q油田NmⅡ2+3砂體F8井組是該砂體隔夾層較發(fā)育區(qū)域的一個(gè)注采井組(油水井?dāng)?shù)比為5∶1)，其中：F8井為定向注水井，且鉆穿了隔夾層，初期采用籠統(tǒng)注水；J16H井、J10H井、FWH1井和J39H井為同期投產(chǎn)的水平井，水平井平均頂部入儲(chǔ)集層1.50 m。截至2017年6月，J16H井和J10H井單井產(chǎn)液量600 m3/d，但FWH1井和J39H井單井產(chǎn)液量?jī)H有150 m3/d，產(chǎn)液強(qiáng)度差異懸殊。分析認(rèn)為，這是由于FWH1井和J39H井區(qū)隔夾層發(fā)育穩(wěn)定，F(xiàn)8井的注入水主要流向了隔夾層下部底水區(qū)。通過(guò)分析該砂體的隔夾層分布，對(duì)F8井進(jìn)行了層內(nèi)分段注水設(shè)計(jì)，將原來(lái)的3個(gè)小層籠統(tǒng)注水細(xì)分為2個(gè)小層分段注水，分注前F8井的注水量為1 150 m3/d，分注一個(gè)月后將FWH1井和J39H井的產(chǎn)液量提至600 m3/d，整個(gè)井組的注水量下降了500 m3/d，日增產(chǎn)油量55 m3，取得了很好的應(yīng)用效果。

F8井組及渤海Q油田其他5個(gè)注采井組成功應(yīng)用該精細(xì)注采，說(shuō)明底水油藏“層內(nèi)分段注水+大泵提液”高效開(kāi)發(fā)新模式(即渤海Q油田隔夾層發(fā)育底水稠油油藏精細(xì)注采技術(shù))的可靠性和有效性。

5 結(jié)論與建議

1) 隔夾層的發(fā)育對(duì)流體滲流具有一定的控制作用，控制系數(shù)C反映了隔夾層參數(shù)對(duì)產(chǎn)量的影響。C值越接近1，隔夾層對(duì)產(chǎn)量的影響越大，當(dāng)C為0時(shí)隔夾層對(duì)產(chǎn)量無(wú)影響。

2) 底水油藏注入水驅(qū)油效果差的原因主要是隔夾層上部和下部吸水量極度不均。為此，提出了依托隔夾層的層內(nèi)分段注水技術(shù)，并確定了各段的最優(yōu)注水量。

3) 對(duì)于隔夾層較發(fā)育的底水油藏，提出了“層內(nèi)分段注水+大泵提液”的高效開(kāi)發(fā)模式，并在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中取得了明顯的增油效果，為海上底水稠油油藏高效開(kāi)發(fā)提供了理論依據(jù)和生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)。

4) 建議對(duì)鉆遇非滲透型隔夾層的注水井進(jìn)行層內(nèi)分段注水，依托隔夾層形成均衡水驅(qū)；考慮現(xiàn)場(chǎng)施工的可行性，應(yīng)用該技術(shù)時(shí)，建議隔夾層的厚度不小于2.00 m或注水定向井在隔夾層中長(zhǎng)度不小于5.00 m。

參 考 文 獻(xiàn)

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