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    巨厚狀底水油藏特高含水期開發(fā)模式研究

    2019-09-10 01:35:25張玉梅
    石油研究 2019年12期

    張玉梅

    摘要:歡17塊大凌河油藏是一個(gè)具有氣頂、底水的巨厚塊狀砂巖油藏。針對油藏底水錐進(jìn)造成油層水淹程度嚴(yán)重的開采狀況,通過開展精細(xì)油藏描述、油藏注水開發(fā)階段綜合效果評價(jià),借助水錐物理模擬研究、水錐數(shù)值模擬研究等,對底水油藏水錐起降規(guī)律進(jìn)行研究,預(yù)測壓水錐的最佳時(shí)間;根據(jù)對油藏的數(shù)值模擬,擬合生產(chǎn)歷史,分析各小層剩余油分布規(guī)律,從而實(shí)現(xiàn)區(qū)塊現(xiàn)有技術(shù)下的最大限度開發(fā)。

    關(guān)鍵詞:巨厚;氣頂;底水錐進(jìn);壓水脊;水錐起降規(guī)律;壓脊時(shí)間

    前言

    歡17塊(大)1979年投入開發(fā),經(jīng)過多年的注水開發(fā),2001年7月開始采油速度低于0.5%,2002年5月開始低于0.3%,到2007年4月年采油速度只有0.23%,可采儲量采出程度已經(jīng)達(dá)到97.4%,綜合含水94.0%,受隔層厚度小、砂體發(fā)育不穩(wěn)定,底水錐進(jìn),無配套堵水措施影響,區(qū)塊挖潛難度大,為了尋找改善開發(fā)效果途徑,重新對油藏進(jìn)行了精細(xì)地質(zhì)研究,并開展了壓水錐試驗(yàn),以期望達(dá)到二次開發(fā)的目的。

    1.油藏地質(zhì)特征

    歡17塊地理位置上位于遼寧省凌海市八千鄉(xiāng),構(gòu)造上處于遼河斷陷西部凹陷西斜坡歡西油田中臺階的東部,其南部有邊界斷層與錦16塊分開,北部與錦7塊隔斷層相望,西部與錦98塊相毗鄰,東部穿越大凌河與歡采相接壤。主要目的層為下第三系沙河街組沙三中段的大凌河油層。該塊是一個(gè)具有氣頂、邊底水的巨厚塊狀砂巖油氣藏,上報(bào)含油面積2.15Km2,石油地質(zhì)儲量568×104t;含氣面積1.3Km2,天然氣地質(zhì)儲量10.09×108m3。

    歡17塊大凌河油層為一套濁流沉積砂體,具有較寬的供給水道,物源豐富重力流強(qiáng)度大,沖刷力強(qiáng),而且經(jīng)過多次洪水事件后,往往是后一次流體將前一次沉積物的上面部分沖走,形成無泥巖隔層的砂體,因此造成大凌河油層不但在平面上砂體分布不穩(wěn)定,厚度變化快,而且儲層內(nèi)部泥巖隔層也不太發(fā)育,分布也非常不均勻。

    2.注水開發(fā)綜合效果評價(jià)

    2.1穩(wěn)產(chǎn)期長,采油速度高

    該區(qū)塊自1979年2月投產(chǎn)至1979年底即完成了上產(chǎn)階段,1980年~1987年保持穩(wěn)產(chǎn),產(chǎn)油速度平均為2.58%。穩(wěn)產(chǎn)期累積產(chǎn)油量為10.07萬噸,階段采收率為20.7%。

    2.2中低含水期采出程度高

    區(qū)塊從投產(chǎn)開始就注重控制含水上升,將含水上升率控制在3.0%左右,使得綜合含水升至81.64%時(shí),采出程度達(dá)到26.39%。

    2.3注水利用率高,體積波及系數(shù)大

    注水利用率的高低主要表現(xiàn)在:一是地下存水率的大小,二是在相同注入孔隙體積倍數(shù)條件下采出程度的高低。將歡17塊大凌河油層北塊的存水率與采出程度的關(guān)系曲線同理論曲線對比發(fā)現(xiàn),目前存水率高于理論值,反應(yīng)出注水利用率高,體積波及系數(shù)大。

    3.底水油藏水錐起降規(guī)律研究

    在底水油藏中,油藏開采以前,水位于油層的下部,油位于油層的上部。油藏開采以后,打開層段下面將形成半球狀的勢分布,由于垂向勢梯度的影響,油水接觸面發(fā)生變形,在沿井軸方向勢梯度達(dá)到最大。此時(shí)的接觸面形成喇叭狀,即底水錐進(jìn)。若采用水平井投產(chǎn),則沿著水平井筒附近區(qū)域會發(fā)油水界面呈脊形上升,這種現(xiàn)象叫做底水脊進(jìn)可以看出,無論水錐還是水脊,垂向上的剖面形態(tài)是一樣的。

    3.1水錐形成機(jī)理及穩(wěn)定條件分析

    從機(jī)理上講,垂向平面上油水接觸面的變形和平面上水驅(qū)替前緣的變形是類似的,兩者都是由于匯聚于井底的勢引起的。下面分析直井水錐的形成機(jī)理和穩(wěn)定條件。

    在生產(chǎn)過程中,由于水的密度大于油的密度,重力作用對底水向上竄進(jìn)起到一定的抑制作用。

    取流場內(nèi)油水界面上任意一個(gè)微元,在垂向上,生產(chǎn)壓差為底水向上運(yùn)動(dòng)的驅(qū)動(dòng)力,而重力、粘滯力均表現(xiàn)為阻力。

    不考慮毛管力作用則有:

    當(dāng)?shù)姿畡偤貌话l(fā)生向上竄進(jìn)現(xiàn)象時(shí),有:

    即:

    得出:

    從上式可以看出,水錐穩(wěn)定的條件就是要使井底壓差不大于一個(gè)特定值。對于具體的底水油藏,其油水密度差、油層滲透率與粘度均一定。則從水錐穩(wěn)定條件可知,要控制水錐重要的是要以一定的產(chǎn)量進(jìn)行生產(chǎn),控制好生產(chǎn)壓差,即通常所說的以臨界產(chǎn)量生產(chǎn)。因此,只要將油井以不大于臨界產(chǎn)量的產(chǎn)量生產(chǎn),就可以保持水錐穩(wěn)定在某一高度,從而延長無水采油期。

    3.2水錐高度的影響因素及敏感性分析

    3.2.1滲透率的影響

    根據(jù)油藏的實(shí)際數(shù)據(jù),分析了不同滲透率下4年末時(shí)水錐高度的

    下降值,滲透率越大,壓水錐效果越明顯,相同時(shí)間內(nèi)水錐下降高度越大。特別地,當(dāng)滲透率高于100mD時(shí),壓水錐效果更好。目標(biāo)油藏的滲透率為385mD,正處在一個(gè)非常有利的滲透率范圍內(nèi),非常適合采取壓水錐措施。

    3.2.2油層厚度的影響

    油層厚度這個(gè)因素在底水錐進(jìn)、水平井產(chǎn)能、臨界流速、水錐回落等各個(gè)方面都有著重要的影響,單獨(dú)分析油層厚度在水錐回落過程中的影響沒有太多實(shí)際意義。一般而言,油層厚度大,水平井將獲得更大的產(chǎn)能和臨界流速,關(guān)井壓水錐之后,較大的油層厚度必然導(dǎo)致較大的水錐高度,如果其他參數(shù)一樣,厚度較大的油藏將更適合于壓水錐政策,見效快。

    3.2.3油水密度差

    水錐回落的動(dòng)力是油水密度差導(dǎo)致的壓力梯度,油水密度差越大,其位勢梯度也就越大,水錐下降速度也就越大。

    4.物理模擬研究及認(rèn)識

    根據(jù)底水油藏的特點(diǎn)和相似性理論,選擇合理的物理模型參數(shù),做出物理模型。實(shí)驗(yàn)室填入的滲流介質(zhì)為玻璃微珠,采用的流體為加入染色劑的自來水(密度1000kg/m3,粘度1mPa·s)和0#柴油(密度830kg/m3,粘度3.66mPa·s)。生產(chǎn)壓差取0.8m水柱,實(shí)驗(yàn)過程中觀察水脊脊進(jìn)與壓脊的過程。通過對小模型的實(shí)驗(yàn)可以看到底水脊起的過程主要分3個(gè)過程:“井軸下脊起—脊進(jìn)到井底—邊部抬升,脊體形狀變緩”當(dāng)小模型生產(chǎn)到一定含水率時(shí),關(guān)井進(jìn)行壓水脊。實(shí)驗(yàn)證明在高含水率和特高含水階段,壓脊時(shí)間較長,較優(yōu)時(shí)間為10年左右,而在這段時(shí)間內(nèi),前4年的水脊下降速度更快,水錐下降6—8m。在實(shí)際開發(fā)中,太長的壓脊時(shí)間,會影響油井的生產(chǎn)時(shí)間,最終影響經(jīng)濟(jì)效益,因此在高含水和特高含水階段,壓脊的最佳時(shí)間定為4年左右。

    5.結(jié)論及認(rèn)識

    (1)形成或維持水錐的采液強(qiáng)度越大,則水錐形狀越陡、水錐高度越大,那么壓水錐所產(chǎn)生的效果越明顯,即水錐高度、生產(chǎn)井段含水飽和度均下降越快;反之亦然。

    (2)在剩余油比較集中即剩余油層厚度較大區(qū)域,由于水錐影響而水淹的生產(chǎn)井實(shí)施壓水錐措施,效果明顯,關(guān)井條件下,有利區(qū)域水錐高度4年內(nèi)可下降6-8m;由于底水上推到井底附近而水淹的生產(chǎn)井,其周圍區(qū)域一般剩余油較少,此時(shí)實(shí)施壓水錐措施,效果不明顯。

    (3)歡17塊不同區(qū)域、不同井位對壓水錐措施的適應(yīng)性需要根據(jù)油藏實(shí)際情況確定。

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