基于儲層物性時變的稠油底水油藏高含水期精細挖潛技術(shù)

張吉磊， 羅憲波， 何逸凡， 周焱斌， 章 威

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

對底水油藏而言，在生產(chǎn)過程中不可避免地會形成底水錐進。若能準(zhǔn)確描述高含水階段水錐和水脊的變化規(guī)律，則更容易尋找到底水油藏剩余油富集區(qū)域。渤海Q油田是2002年投產(chǎn)的大型河流相沉積的底水稠油油田[1]。2017—2019年，該油田共實施調(diào)整井86口，通過統(tǒng)計分析鄰井的水淹規(guī)律，發(fā)現(xiàn)通過測井結(jié)果得到的水淹高度普遍比利用常規(guī)底水油藏水錐變化計算公式計算的要小。分析認為，經(jīng)過長期大液量的沖刷，水錐[2–3]錐體內(nèi)部不同區(qū)域的孔隙度、滲透率、黏土礦物含量以及孔喉結(jié)構(gòu)等均發(fā)生了很大的變化，而常規(guī)底水油藏水錐變化計算公式未考慮由沖刷引起的這種儲層物性變化，導(dǎo)致計算結(jié)果偏大。

截至目前，關(guān)于儲層物性時變對水錐、水脊變化的影響問題，許多學(xué)者進行了探索性研究，如：姜瑞忠等人[4–5]提出了基于面通量的物性時變表征方法，解決了基于過水倍數(shù)的物性時變數(shù)值模擬結(jié)果受網(wǎng)格尺寸影響的問題；金忠康等人[6]建立了注水沖刷倍數(shù)與含水飽和度變化的函數(shù)關(guān)系，評價了長期注水開發(fā)過程中油藏典型特征參數(shù)的變化規(guī)律，實現(xiàn)了對儲集層物性和相對滲透率時變的數(shù)值模擬表征；許強等人[7]考慮過水倍數(shù)與滲透率及相對滲透率變化的關(guān)系，提出了建立動態(tài)變化模型的處理方法，實現(xiàn)了在現(xiàn)有商業(yè)數(shù)值模擬軟件基礎(chǔ)上考慮物性時變的油藏數(shù)值模擬研究；劉顯太等人[8–9]通過探索油藏數(shù)值模擬中流體和儲層物性時變特性的定量表征方法，開發(fā)了考慮儲層物性變化的數(shù)值模擬軟件，提高了時變效應(yīng)較強油藏數(shù)值模擬結(jié)果的精度。但是，對于大液量沖刷后因儲層物性變化引起的水錐變化的規(guī)律，現(xiàn)有研究還不夠全面、深入，目前主要研究物性時變引起的含油飽和度的變化，而對儲層物性時變條件下底水油藏水錐、水脊變化的定量刻畫則較少涉及。

為此，筆者考慮稠油底水油藏在長期大液量沖刷下儲層物性的變化情況，運用等值滲流阻力法對波及區(qū)內(nèi)外儲層滲透率進行等效表征，建立了考慮物性時變特性的稠油底水油藏水錐、水脊變化數(shù)學(xué)模型，利用水錐、水脊的接觸關(guān)系對渤海Q油田剩余油分布模式進行了總結(jié)，并針對不同模式給出了相應(yīng)的挖潛措施，以期為稠油底水油藏特高含水階段挖潛剩余油提供技術(shù)支持。

1 水錐、水脊變化數(shù)學(xué)模型的建立

1.1 高倍數(shù)水驅(qū)后儲層物性的變化規(guī)律

文獻調(diào)研發(fā)現(xiàn)[10–12]，模擬巖心經(jīng)過高孔隙體積倍數(shù)（2 000 PV）水的沖刷，膠結(jié)物被帶出，蒙脫石，伊/蒙混層等黏土礦物減少，導(dǎo)致填隙物含量減少，面孔率增大，使孔喉結(jié)構(gòu)發(fā)生變化，主要表現(xiàn)為低滲儲層滲透率減小，高滲儲層滲透率增大。

由壓汞試驗結(jié)果得知[13–15]，長期大液量沖刷后，儲層孔隙度增大8%～10%，滲透率增大50%～200%，孔喉半徑中值增大60%～90%。結(jié)合鄰井實鉆資料，強水洗（沖刷）部位的平均滲透率較原始滲透率增大了2倍，尤其是在注水井周圍和定向采油井井底附近，較原始滲透率增大5倍以上[16]。綜合分析得知，經(jīng)過長期大液量沖刷，儲層物性主要有如下表現(xiàn)：水錐外儲層滲透率處于原始狀態(tài)；水錐內(nèi)平面上，定向井井點附近滲透率增幅最大，越靠近水錐邊部增幅越?。豢v向上，底部滲透率增幅最大，越靠近油層頂面滲透率增幅越小。

采用渤海Q油田稠油底水油藏的90多塊天然巖心，模擬了在不同驅(qū)替倍數(shù)下的儲層物性變化規(guī)律，回歸出驅(qū)替倍數(shù)與滲透率變化倍數(shù)的關(guān)系表達式：

式中：MK為滲透率變化倍數(shù)，指高倍數(shù)沖刷后巖心滲透率與沖刷前巖心滲透率的比值；R為驅(qū)替倍數(shù)，指一維巖心水驅(qū)油試驗中流過巖心的累計水量與巖心總孔隙體積的比值。

1.2 儲層滲透率等效表征方法

圖 1 流體在縱向和平面上的滲流示意Fig. 1 Schematic of the longitudinal and planar seepages of fluids

流體受正韻律、重力等因素的影響，縱向沿井筒可看作若干小層并聯(lián)，流體在每個小層平面上的滲流可看作若干小層串聯(lián)，每個網(wǎng)格內(nèi)的流動分為縱向和平面2個方向滲流的組合，如圖1所示（圖1中：Q1，Q2和Q3分別為流體流經(jīng)第1、第2和第3小層的體積流量，m3；Qn為流體流經(jīng)第n小層的體積流量，m3；Q為流體流經(jīng)儲層的總體積流量，m3；K1，K2和K3分別為第1、第2和第3小層的滲透率，mD；Kn為第n小層的滲透率，mD；H1，H2和H3分別為第1、第2和第3小層的厚度，m；Hn為第n小層的厚度，m；H為儲層總厚度，m；L為注采井距，m；p1，p2和p3分別為流體流經(jīng)第1、第2和第3個儲層段進口端處的壓力，MPa；L1，L2和L3分別為平面上第1、第2和第3個儲層段的長度，m；Δp1，Δp2和Δp3分別為流體流經(jīng)平面上第1、第2和第3個儲層段的壓差，MPa；W為某小層寬度，m）。

假設(shè)有寬為W，高為h，長度分別為L1，L2，水平滲透率分別為的不同儲層帶，在驅(qū)替壓差p1–p2作用下，黏度為μ的流體平面線形滲流，求地層等效滲透率[17]。這種流動相當(dāng)于各儲層段串聯(lián)，即通過各層的流量Q相等，總壓差Δp為各層壓差之和Δpm），地層總延伸長度L為各層長度之和根據(jù)達西定律，可得到如下表達式：

式中：μo為地下原油黏度，mPa·s；μw為地層水黏度，mPa·s；Kro為油相滲透率，mD；Krw為水相滲透率，mD。

1.3 水錐、水脊變化規(guī)律及實例驗證

基于靜力學(xué)原理[2]、地下流體運動規(guī)律方程以及長期大液量沖刷后的儲層物性時變關(guān)系，根據(jù)文獻[18–20]提供的底水油藏定向井水錐變化關(guān)系式和水平井水脊變化關(guān)系式，建立了考慮物性時變的稠油底水油藏錐體側(cè)斜面為曲面情況下的定向井水錐、水平井水脊變化模型。

考慮大液量沖刷后儲層物性時變的底水油藏轉(zhuǎn)注井水錐變化關(guān)系式：期產(chǎn)液量為200 m3/d，2006年4月產(chǎn)液量提至600 m3/d，并一直以產(chǎn)液量600 m3/d穩(wěn)定生產(chǎn)，2013年5月轉(zhuǎn)為注水井，轉(zhuǎn)注后累計注水180×104m3。利用數(shù)值模擬軟件Eclipse中每個網(wǎng)格對應(yīng)的含油飽和度變化計算出每個網(wǎng)格中的過水倍數(shù)，根據(jù)驅(qū)替倍數(shù)與滲透率變化倍數(shù)的關(guān)系（式（1）），得到了F7井井控范圍內(nèi)每個網(wǎng)格的滲透率（見圖2，其中i為x方向網(wǎng)格順序，j為y方向網(wǎng)格順序）。

考慮大液量沖刷后儲層物性時變的底水油藏水平井水脊變化關(guān)系式：

圖 2 F7井沿井筒儲層物性變化示意Fig.2 Schematic of the reservoir physical properties variation along the borehole in Well F7

式中：r1為水錐半徑，m；r2為水脊半徑，m；f（r1），f(r2)分別為水錐、水脊高度，m；Qw為注水井注水量，m3/d；Qo為油井地面產(chǎn)量，m3/d；Bw為地層水體積系數(shù)；Bo為原油體積系數(shù)；R′為水平井距水脊某點的距離，m；H為油層厚度，m；Δρo為原油密度，kg/L；Δρw為地層水密度，kg/L；K為油層等效滲透率，mD。

渤海Q油田為典型的河流相沉積的稠油底水油藏。以渤海Q油田的一口定向井（F7井）為例，該井的實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)：地下原油密度為0.93 kg/L，地下原油黏度為260 mPa·s，原油體積系數(shù)為1.645，水平滲透率為3 114 mD，垂向滲透率為1 421 mD，井筒半徑為0.11 m，油層厚度為11.60 m，避射高度為2.50 m，生產(chǎn)壓差為2.3 MPa。該井于2002年8月投產(chǎn)，投產(chǎn)初將邊界條件r=rw時f(r)=f(rw)及r=re時f(r)=0代入式（3），可得到縱向上某微元段考慮物性時變的水錐高度表達式。不考慮由重力引起的縱向竄流，則考慮物性時變的底水油藏水錐高度計算公式為：

J24P1井為距離F7井104 m的一口鄰井，根據(jù)J24P1井的測井解釋結(jié)果，F(xiàn)7井所投產(chǎn)層位波及高度為3.80 m（見圖3），利用常規(guī)底水油藏定向井水錐公式計算的波及高度為6.70 m，而通過式（5）得到的相同位置的波及高度為3.60 m（見圖4（a）），與測井解釋結(jié)果的相對誤差僅為5.3%?？梢姡紤]物性時變的底水油藏水錐高度計算公式的計算結(jié)果與鄰井解釋結(jié)果很接近，可認為基本一致，而未考慮儲層物性時變的計算結(jié)果明顯偏大。采用相同方法，對考慮物性時變的稠油底水油藏水平井水脊變化情況進行對比分析，得到了與定向井相同的規(guī)律。物性時變對定向井水錐、水平井水脊變化的影響如圖4所示。

圖 3 渤海Q油田F7井-J24P1井油層連井剖面Fig.3 F7-J24P1 well-tie profile of oil layer in the Bohai Q Oilfield

圖 4 物性時變對水錐、水脊變化的影響示意Fig.4 The effect of physical properties time-varying on the changes in water coning and water crest

2 剩余油精細挖潛技術(shù)措施

準(zhǔn)確描述稠油底水油藏高含水階段定向井水錐的變化規(guī)律，以及井間剩余油分布規(guī)律，是進行開發(fā)調(diào)整、挖潛增產(chǎn)、穩(wěn)油控水及提高三次采油采收率的基礎(chǔ)。為準(zhǔn)確確定剩余油分布、制定有效的剩余油精細挖潛措施，以渤海Q油田為例，應(yīng)用考慮物性時變的底水油藏水錐、水脊變化數(shù)學(xué)模型進行了計算分析。根據(jù)水錐、水脊的接觸關(guān)系，對渤海Q油田34個注采井組進行了分類，將目前注采井距條件下注入水波及狀況分為“驅(qū)油”、“保壓+驅(qū)油”和“保壓”等3種模式，即：若r1+r2>L，則注入水驅(qū)油；若r1+r2=L，則注入水保壓并驅(qū)油；若r1+r2

2.1 “驅(qū)油”模式精細挖潛技術(shù)措施

“驅(qū)油”模式下，注采井距普遍小于150.00 m，水錐和水脊處于相交狀態(tài)（見圖5）。這種模式下，注水井的水錐半徑大于水平采油井的波及半徑，剩余油主要在注采井間偏水平井一側(cè)方向富集，且主要分布在儲層中上部。若油柱高度為10.00 m，水錐半徑為75.00 m時，定向井的水錐高度為5.70 m，而對應(yīng)水平井的水脊高度為3.60 m，平均水淹高度達到4.00 m以上。渤海Q油田只有5個注采井組符合“驅(qū)油”模式，占比僅為14.7%，具有一定的挖潛空間。

圖 5 注入水“驅(qū)油”模式示意Fig.5 Schematic of the “oil flooding” mode for injected water

根據(jù)該模式剩余油的分布特點，制定以下挖潛技術(shù)措施：1）完善井網(wǎng)，將目前的不規(guī)則點狀注水轉(zhuǎn)變?yōu)椤拔妩c法”注采井網(wǎng)，挖潛剩余油；2）通過增大注水井的注入量和提高水平采油井的產(chǎn)液量來增大波及體積，挖潛剩余油。

2.2 “保壓+驅(qū)油”模式精細挖潛技術(shù)措施

“保壓+驅(qū)油”模式即“保壓為主，驅(qū)油為輔”模式。在此模式下，注采井距在150.00～200.00 m，水錐和水脊處于點接觸狀態(tài)（見圖6）。這種模式下，由于井距相對較大，同時受重力、韻律性以及長期沖刷的影響，注入水主要沿儲層底部注入到底水中，在井筒底部“錐體形變化帶—底水區(qū)—生產(chǎn)井波及區(qū)”中形成U形管式無效循環(huán)，無法與水平采油井建立注采對應(yīng)關(guān)系；剩余油主要在注采井間富集，僅在儲層底部存在水淹，水淹比例為10%～15%。若油柱高度為10.00 m，水錐半徑為100.00 m時，定向井的水錐高度為2.70 m，而對應(yīng)水平井的水脊高度為1.80 m。渤海Q油田有21個注采井組符合“保壓+驅(qū)油”模式，占比達到61.8%，挖潛空間較大。

圖 6 注入水“保壓+驅(qū)油”模式示意Fig.6 Schematic of the “pressure-maintaining + oil flooding” mode for injected water

由該模式剩余油的分布特點可知，剩余油儲量無法支持在注采井間部署采油井，只能采取挖潛技術(shù)措施。因此，制定了以下挖潛技術(shù)措施：1）通過增大注水井注入量和提高水平采油井產(chǎn)液量來增大波及體積，挖潛剩余油；2）利用化學(xué)堵劑封堵轉(zhuǎn)注井井筒附近滲透率“錐體形”變化帶的底部，改變U形管串流形態(tài)，擴大注入水波及區(qū)。

2.3 “保壓”模式精細挖潛技術(shù)措施

“保壓”模式下，注采井距普遍大于200.00 m，水錐和水脊處于未接觸狀態(tài)（見圖7）。這種模式下，由于井距相對較大，注入水受重力、韻律性以及長期沖刷的影響，主要沿儲層底部注入到底水中補充能量，無法與水平采油井建立注采對應(yīng)關(guān)系，注采井間的剩余油基本上處于未動用狀態(tài)。渤海Q油田有9個注采井組為“保壓”模式，占比達到26.5%，挖潛空間較大。

圖 7 注入水“保壓”模式示意Fig.7 Schematic of the “pressure-maintaining” mode for injected water

根據(jù)該模式下剩余油的分布特點，制定的挖潛技術(shù)措施是：在井間鉆加密調(diào)整井，挖潛剩余油，提高儲量動用程度。

3 挖潛效果分析

2017年5月—2019年12月，渤海Q油田開展了不同剩余油模式精細挖潛技術(shù)措施先導(dǎo)試驗。針對“驅(qū)油”模式，通過“大泵提液+油井轉(zhuǎn)注”挖潛剩余油；針對“驅(qū)油+保壓”模式，利用化學(xué)封堵劑封堵轉(zhuǎn)注井水錐底部挖潛剩余油；針對“保壓”模式，通過鉆井間加密調(diào)整井挖潛剩余油。共在7口井進行了先導(dǎo)試驗，合計日增原油242 m3，取得了很好的增油效果，見表1。

以渤海Q油田F3井和J8H井組為例，油層厚度14.00 m，注采井距260.00 m。利用考慮物性時變的稠油底水油藏水錐、水脊變化數(shù)學(xué)模型計算注水井的水錐高度和采油井的水脊高度：水錐半徑為130.00 m時，計算出注水井F3井水錐高度為 1.60 m；水脊半徑為130.00 m時，計算出J8H井水脊高度為0.50 m。這說明F3井的注入水沒有波及到J8H井，同時生產(chǎn)動態(tài)上也沒有明顯的注水受效特征。分析發(fā)現(xiàn)，F(xiàn)3井與J8H井屬于“保壓”模式，注采井間的剩余油基本上處于未動用狀態(tài)。2018年3月，在F3井與J8H井間部署了調(diào)整井I12H井，井距縮小至130.00 m，該井投產(chǎn)以后，產(chǎn)油量達到65.00 m3/d，含水率87.7%，且與J8H井的生產(chǎn)沒有相互干擾。截至2019年12月，該井已累計采出原油2.9×104m3，證明了考慮物性時變的稠油底水油藏高含水期精細挖潛技術(shù)措施的可行性和有效性。

表 1 渤海Q油田不同模式下精細挖潛技術(shù)措施實施效果Table 1 Application effects of fine potential tapping technology under different modes in Bohai Q Oilfield

根據(jù)上述研究結(jié)果，預(yù)計渤海Q油田可實施換大泵提液33井次、化學(xué)封堵10井次、井間加密調(diào)整井8口，實施后預(yù)計增加可采儲量81.8×104m3，實現(xiàn)稠油底水油藏高含水期高效開發(fā)。

4 結(jié)論與建議

1）通過對長期沖刷后水錐、水脊內(nèi)部各區(qū)域儲層滲透率進行等效表征，建立了考慮物性時變的稠油底水油藏水錐、水脊變化數(shù)學(xué)模型，由此計算的水淹高度與測井解釋的水淹高度基本一致，說明該模型可以準(zhǔn)確描述長期大液量沖刷下稠油底水油藏高含水階段水錐、水脊的變化及剩余油分布規(guī)律。

2）基于儲層物性時變的稠油底水油藏水錐、水脊變化數(shù)學(xué)模型，分析得到了渤海Q油田3種井間剩余油分布模式，并針對不同模式制定了相應(yīng)的挖潛技術(shù)措施，充分釋放了油藏潛力。

3）礦場先導(dǎo)試驗證實了基于儲層物性時變的稠油底水油藏高含水階段精細挖潛技術(shù)措施的可靠性，為稠油底水油藏特高含水階段挖潛剩余油提供了技術(shù)支持。

4）為控制井間加密調(diào)整井含水率的上升速度，建議對井間加密調(diào)整井采取梯級篩管控水技術(shù)措施。