早期注聚油田射孔組合方式優(yōu)化研究

王欣然 蔡 暉 李彥來 李展峰 顏冠山 張立波

中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

油田調(diào)整挖潛依賴于對剩余油分布規(guī)律的清晰認(rèn)識,而剩余油分布規(guī)律主要受到油藏地質(zhì)條件和開發(fā)方式影響[1-7]。對于非均質(zhì)性較弱的注水開發(fā)油田,受油水重率差和黏度差異影響,仍存在注入水提前突破,從而造成采油井無水采收期短,開發(fā)前期遞減較大的問題[8-10]。由于海上油田具有平臺壽命短、開發(fā)投資高的特點(diǎn),因此實現(xiàn)開發(fā)前期的高產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)至關(guān)重要[11],通過實施早期注聚能有效改善油田前期開發(fā)效果[12-14],而合理的射孔方式同樣是影響油田開發(fā)效果的重要因素之一[15-16]。那么在早期注聚條件下,研究合理的射孔組合方式,能夠發(fā)揮二者協(xié)同效應(yīng),從而使油田開發(fā)效果得到進(jìn)一步提高。前人對射孔參數(shù)與產(chǎn)能關(guān)系以及射孔方案工藝優(yōu)化方面研究較多[17-22],而對注、采井不同射孔方式組合下剩余油分布規(guī)律研究較少,且現(xiàn)有射孔方式優(yōu)化研究主要針對天然能量或水驅(qū)開發(fā)油田,研究手段多以數(shù)值模擬為主[23-27],對室內(nèi)物理模擬條件下,射孔組合方式對聚驅(qū)剩余油分布影響方面研究較少。渤海Z油田主力含油層系非均質(zhì)性較弱,為保證油田具有較好的開發(fā)效果,本文參照實際儲層、流體等特征參數(shù),依據(jù)相似原理開展室內(nèi)驅(qū)油實驗,對比不同射孔組合方式下水驅(qū)和聚驅(qū)的剩余油分布情況,從而為渤海Z油田射孔組合方式優(yōu)化以及滾動擴(kuò)邊、挖潛調(diào)整提供有力依據(jù)。

1 實驗?zāi)Ｐ偷慕?/h2>

1.1 平板模型制作

平板模型由有機(jī)玻璃板、石英砂、塑料管線和膠結(jié)劑制作而成,其制作步驟為:1)將有機(jī)玻璃板用改性丙烯酸酯膠粘劑粘合;2)根據(jù)所需的滲透率要求,將環(huán)氧樹脂和固化劑按1∶1的量混合,并按一定的質(zhì)量分?jǐn)?shù)與石英砂混合攪拌均勻,然后倒入模型中壓實,將表面處理均勻,50 ℃下放置4 h固化;3)倒入填砂口將模型封口,再將模型四周密封;4)在注采井位置用電鉆鉆取井位,連接管線,并將模型完全密封。

1.2 模型參數(shù)設(shè)置

表1 驅(qū)替模型基礎(chǔ)參數(shù)

模型編號干重/g濕重/g孔隙度/(%)飽和油體積/mL1478.16509.4335.131.42485.80518.4237.333.13481.60513.6536.232.44483.07514.6535.531.85481.22513.3236.732.46483.71516.5637.533.47482.48514.0035.631.78483.01514.3535.431.5

實驗用水是依據(jù)渤海Z油田實際生產(chǎn)中注入水離子組成復(fù)配而成,總礦化度為3 680 mg/L;實驗用油為真空泵油與煤油按體積比2∶1配制,其黏度模擬渤海Z油田儲層原油黏度,61 ℃下模擬油黏度為16.9 mPa·s;實驗用聚合物為渤海Z油田實際注入聚合物,聚合物溶液濃度為1 200 mg/L,有效黏度為7.6 mPa·s;實驗溫度模擬渤海Z油田儲層中深溫度61 ℃。為使實驗效果更加明顯,在模擬注入水中加入甲基藍(lán)染成藍(lán)色,在模擬油中加入蘇丹紅染成紅色。

2 實驗方案及步驟

表2 實驗方案設(shè)計

方案射孔組合方式注水井采油井水驅(qū)聚驅(qū)1全部射開全部射開2上部射開全部射開3上部射開上部射開4全部射開上部射開至含水率為98 %-5全部射開全部射開6上部射開全部射開7上部射開上部射開8全部射開上部射開至模型見水(含水率大于30 %)至含水率為98 %

3 實驗結(jié)果與分析

3.1 射孔方式對水驅(qū)剩余油影響

3.1.1 見水時刻剩余油分布情況

水驅(qū)條件下,不同射孔組合方式模型見水時刻剩余油分布情況見圖1。

方案1見水時刻剩余油分布見圖1-a)。當(dāng)采用方案1時,驅(qū)替過程中指進(jìn)現(xiàn)象最為明顯,這是由于采油井投產(chǎn)后,首先在井底形成壓力降落[28],從而導(dǎo)致投產(chǎn)初期模型底部的生產(chǎn)壓差最大,由于注入水的黏度遠(yuǎn)小于原油黏度,因此注入水首先沿模型底部竄進(jìn)。注采壓差自下而上逐漸變小,同時由于存在油水重力分異作用,導(dǎo)致模型上部剩余油大量富集,純水區(qū)前緣上窄下寬,弧度較大,形狀接近正立的三角形。

方案2見水時刻剩余油分布見圖1-b)。采用方案2時,相比于方案1,注水井端附近區(qū)域縱向波及程度得到明顯改善,因為注水井上部射開,模型注水井端僅上部為供給邊界,而采油端井底部壓力下降最快,所以注采壓差主要集中在靠近注水井的斜上方區(qū)域,因此模型上部注水井端附近區(qū)域驅(qū)替程度較高。同時在油水重率差的作用下,模型下部注水井端附近區(qū)域驅(qū)替程度也較高,純水區(qū)前緣上寬下窄,弧度較小,形狀接近活塞式驅(qū)替。

方案3見水時刻剩余油分布見圖1-c)。采用方案3時,模型中注水井附近的縱向波及程度較高,但采油井附近的注水波及程度較低,這是因為采油井只有上部射開時,其生產(chǎn)能力低于完全射開時的生產(chǎn)能力,注采壓差也隨之減小,驅(qū)替速度減緩。對于采油井端,井底處即模型中部的初期生產(chǎn)壓差最大,因此形成竄流通道,使采油井端整體驅(qū)替較弱,純水驅(qū)前緣上寬下窄,弧度較大,形狀近似倒立的三角形。

方案4見水時刻剩余油分布見圖1-d)。采用方案4時,剩余油分布情況與方案1類似,但注水井端縱向上注入水波及范圍大于方案1的波及范圍,這是由于采油井端僅上部有壓力下降,從而一定程度上抑制了模型上部注入水的重力分異作用。但相比于方案3,由于注水井全部射開,導(dǎo)致注入水更易沿模型底部竄進(jìn),見水時刻純水區(qū)的推進(jìn)距離較近,其前緣上窄下寬,且弧度較小。

a)方案1

b)方案2

c)方案3

d)方案4

圖1 不同射孔方式模型見水時刻剩余油分布圖

3.1.2 水驅(qū)結(jié)束后剩余油分布情況

水驅(qū)結(jié)束后不同射孔組合方式下油水分布見圖2。

方案1水驅(qū)結(jié)束后剩余油分布見圖2-a)。采用方案1時,模型縱向上驅(qū)替不均的情況較為明顯,注入井端注入水主要沿模型底部突進(jìn),采油井端井底部分水洗程度較高,模型頂部仍有大量剩余油富集,整體驅(qū)替效果較差。

方案2水驅(qū)結(jié)束后剩余油分布見圖2-b)。采用方案2時,模型縱向驅(qū)替程度較為均勻,這是由于注入水在注采壓力分布范圍和油水重率差的雙重作用下,能夠使模型縱向上整體波及程度擴(kuò)大,使整個驅(qū)替過程更接近于活塞式驅(qū)替,故水驅(qū)后模型水洗程度較高,剩余油在采油井端少量分布,僅頂部剩余油相對富集,整體驅(qū)替效果較好。

方案3水驅(qū)結(jié)束后剩余油分布見圖2-c)。采用方案3時,模型縱向驅(qū)替程度相對均勻,由于注采壓差主要作用在模型上部區(qū)域、注采壓差較小,同時受到油水重力分異作用,使驅(qū)替過程中注入水橫向滲流的連續(xù)性變差,水驅(qū)后模型水洗程度較低,在靠近采油井端,剩余油呈零星分布狀態(tài),采油井端頂部局部剩余油相對富集。

方案4水驅(qū)結(jié)束后剩余油分布見圖2-d)。采用方案4時,模型縱向上驅(qū)替均勻程度變差,由于注采壓差仍主要分布在模型的中上部區(qū)域,注水井端的縱向驅(qū)替程度較高,但因注水井端全部射開,使注入水易沿模型底部竄進(jìn),導(dǎo)致模型采油井端上部動用情況變差,相比于方案2和方案3,模型頂部剩余油更為富集。

通過水驅(qū)油實驗結(jié)果得出,不同射孔方案下油水分布差異較大,注水井和采油井采取上部射孔的方式,均能一定程度上抑制驅(qū)替過程中注入水突進(jìn)現(xiàn)象,加強(qiáng)縱向上的波及程度。注水井上部射開對模型整體的剩余油分布情況有顯著影響,模型縱向驅(qū)替均勻程度得到改善;而采油井上部射開僅對采油井附近區(qū)域的剩余油分布情況有影響。

a)方案1

b)方案2

c)方案3

d)方案4

圖2 不同射孔方式模型驅(qū)替結(jié)束剩余油分布圖

3.1.3 水驅(qū)動態(tài)特征

a)采油速度與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系曲線

b)含水率與采出程度關(guān)系曲線

3.2 射孔方式對聚驅(qū)剩余油影響

3.2.1 聚驅(qū)結(jié)束后剩余油分布情況

由于方案5～8設(shè)計模型見水后實施聚驅(qū),因此見水時刻剩余油分布特征與方案1～4水驅(qū)剩余油分布特征基本相同,故重點(diǎn)分析聚驅(qū)結(jié)束后剩余油分布情況,如圖4所示。方案5剩余油分布見圖4-a)。采用方案5時,純聚合物區(qū)前緣為上窄下寬的弧形,相比于水驅(qū),縱向上整體驅(qū)替程度得到明顯提高,說明聚合物能夠改善模型中的水油流度比,從而有削弱指進(jìn)現(xiàn)象,但在該射孔方式組合下聚驅(qū)對降低重力分異作用效果有限,因此靠近采油井端上部仍有一定程度剩余油富集。

方案6剩余油分布見圖4-b)。采用方案6時,純聚合物區(qū)前緣為上寬下窄的弧形,相比于水驅(qū),其縱向上驅(qū)替程度更為徹底,由于注水井、采油井縱向上射開程度存在差異,注采壓力場能夠與聚合物溶液改善流度比性能形成協(xié)同作用,從而有效抑制重力分異現(xiàn)象,使模型上部剩余油驅(qū)替程度提高,進(jìn)而使縱向上整體原油得到有效驅(qū)替,驅(qū)替結(jié)束后,采油井端附近剩余油分布較少,聚驅(qū)擴(kuò)大波效果明顯。

方案7剩余油分布見圖4-c)。采用方案7時,與水驅(qū)相比,模型底部竄進(jìn)的現(xiàn)象得到了有效抑制,純聚合物區(qū)前緣為上寬下窄的弧形,但其前緣弧度明顯大于方案6前緣弧度,這是因為注采壓差主要分布在模型上部區(qū)域,因此聚合物溶液在模型上部流動性較強(qiáng),改善驅(qū)替效果也較為明顯。而模型下部為注采壓差作用的次要區(qū)域,因此模型下部驅(qū)替程度低于上部區(qū)域驅(qū)替程度,剩余油在采油井端底部少量富集。

方案8剩余油分布見圖4-d)。采用方案8時,相比水驅(qū),采油井端模型頂部剩余油也得到了有效的驅(qū)替,純聚合物區(qū)前緣較為接近“活塞式”驅(qū)替,這是因為注水井端全部射開時,縱向上注采壓差分布相對方案6、7的注采壓差要均勻,因此聚合物溶液縱向上的滲流速度差異較小,雖然相比方案5有效抑制了重力分異作用,但由于采油井僅上部射開,其生產(chǎn)能力受限,導(dǎo)致驅(qū)替結(jié)束后,仍有零散剩余油分布,特別是在采油井端中部和底部均有一定程度剩余油富集。

相比水驅(qū)開發(fā)方式,不同射孔組合方式實施聚驅(qū)均能有效擴(kuò)大縱向波及體積,從而明顯改善水驅(qū)開發(fā)效果,其中方案6聚驅(qū)結(jié)束后剩余油分布最少,驅(qū)替程度最高。

a)方案5

b)方案6

c)方案7

d)方案8

圖4 不同射孔方式模型聚驅(qū)結(jié)束剩余油分布圖

3.2.2 聚驅(qū)動態(tài)特征

聚驅(qū)條件下,采油速度與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系見圖5-a),通過在低含水期實施早期注聚,不同射孔組合方式模型的采油速度均開始回升。采用方案5時,相比于同期水驅(qū),采油速度上升峰值為0.37 mL/min,提高了5.3倍,但采油速度峰值保持時間較短;采用方案6時,相比于同期水驅(qū),采油速度上升峰值為0.39 mL/min,提高了6.5倍,且采油速度峰值保持時間最長;采用方案7時,相比于同期水驅(qū),采油速度上升峰值為 0.38 mL/min,提高了5.6倍,采油速度峰值保持時間較長;采用方案8時,相比于同期水驅(qū),采油速度上升峰值為 0.36 mL/min,提高了6.0倍,采油速度峰值保持時間較短。說明聚驅(qū)能夠有效提高開發(fā)前期的采油速度,其中方案6實施聚驅(qū)后提升采油速度效果最好。

a)采油速度與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系曲線

b)含水率與采出程度關(guān)系曲線

4 礦場應(yīng)用實踐

圖6 渤海Z油田調(diào)整井射孔組合方式示意圖

5 結(jié)論

1)以渤海Z油田油藏特征為參考,根據(jù)相似原則,設(shè)計人造三維物理模擬實驗,研究了不同射孔方式組合下水驅(qū)及聚驅(qū)剩余油分布情況及生產(chǎn)動態(tài)。

2)相比于水驅(qū)開發(fā)方式,不同射孔組合方式實施聚驅(qū),均能有效提高開發(fā)前期的采油速度和最終采收率,從而提高海上油田前期開發(fā)效果。

3)對于注水井上部射開、采油井全部射開的射孔組合方式,其水驅(qū)和聚驅(qū)的穩(wěn)產(chǎn)期均為最長,采收率均為最高,建議作為推薦射孔組合方式。

4)將優(yōu)選出的射孔組合方式應(yīng)用到油田實際礦場試驗中,取得了較好的試驗效果,能夠為優(yōu)化油田開發(fā)生產(chǎn)及挖潛調(diào)整提供依據(jù)。