辛11水驅(qū)斷塊層間輪轉(zhuǎn)注采水動力學(xué)挖潛措施研究

李曉軍，楊 維，黃愛先，盧惠東

(1.中石化勝利油田分公司東辛采油廠，山東 東營 257000；2.中國石油大學(xué)(華東) 石油工程學(xué)院，山東 青島 266580)

0 引言

針對呈低采高含水特征的油田區(qū)塊，目前礦場上主要對油井實施聚合物或微球調(diào)控、加密井網(wǎng)、堵水調(diào)剖等技術(shù)措施[1-5]，雖然在一定程度上減緩含水上升，但是成本較高，有效期普遍不長[6-10]，對地質(zhì)情況依存度高，存在一定的風(fēng)險。而水動力學(xué)提高采收率技術(shù)是通過不穩(wěn)定注水、降壓開采、改變油水井工作制度等方法[11-14]在地層中引起壓力波動，從而起到降低含水，提高油藏采收率的作用。近年來，在水驅(qū)后期的老油田得到了初步應(yīng)用，效果明顯[15]，且成本較低[16]。但是對于層間和平面復(fù)合的水動力學(xué)挖潛技術(shù)研究相對較少。辛11斷塊區(qū)沙二3～6層系縱向上儲層差異較大，滲透率級差為5，綜合含水率高達93%，目前采出程度30.1%，產(chǎn)量遞減速度加快?，F(xiàn)以該層系的主力層為例，從分析剩余油分布規(guī)律出發(fā)，采用層間輪轉(zhuǎn)注采深度挖潛技術(shù)，對處于富集區(qū)的剩余油進行挖掘。此技術(shù)為該區(qū)經(jīng)濟可采儲量的提高做出了很大的貢獻，同時也為該類水動力學(xué)技術(shù)提供借鑒。

1 辛11斷塊區(qū)地質(zhì)開發(fā)概況

1.1 地質(zhì)特點

辛11斷塊區(qū)位于東營穹窿構(gòu)造與辛鎮(zhèn)背斜構(gòu)造交匯處，構(gòu)造形態(tài)整體上南低北高。儲層巖石以長石砂巖為主，膠結(jié)程度疏松-中等。該文研究目的層段為沙二段3～6砂層組，共27個小層，含油面積1.09 km2，油藏埋深1 800～2 260 m，以粉砂巖為主。平均孔隙度29%，平均滲透率565.1×10-3μm2，含油飽和度65%，縱向上儲層物性存在差異，以中高滲透為主，滲透率級差5，原始地層壓力20.63 MPa，飽和壓力8.09 MPa，地飽壓差12.54 MPa，為中孔高滲低飽和油藏。

1.2 開發(fā)概況

目標(biāo)區(qū)從1966年投入開發(fā)，目前總油井?dāng)?shù)6口，開6口，投水井?dāng)?shù)6口，開4口，日產(chǎn)液水平273 m3/d，日產(chǎn)油水平19.2 t/d，平均動液面1 106 m，日注水平143 m3/d，月注采比0.52，采油速度0.24%，累計產(chǎn)油量56.2×104t，地質(zhì)儲量采出程度30.1%，如表1所示。

表1 辛11-46塊沙二3～6層系開發(fā)生產(chǎn)現(xiàn)狀Table 1 Development status of the layer system 3～6 of Sha 2 in Xin block 11-46

1.3 開發(fā)中的主要問題

1.3.1 儲量動用不均衡

受儲層物性、砂體展布狀況及井網(wǎng)狀況等因素影響，辛11單元縱向采出狀況差異較大。縱向上儲量動用不均衡，受各種條件限制，都不具備層系進一步細分或重組的潛力。但主力小層物質(zhì)基礎(chǔ)大，剩余可采儲量多，潛力大，研究剩余油分布類型尤為重要。

1.3.2 注水舌進嚴(yán)重

從目標(biāo)區(qū)目前開發(fā)狀況來看，油井綜合含水率高達93%，主力層井網(wǎng)損壞嚴(yán)重，潛力區(qū)能量供應(yīng)方向單一，注水水竄嚴(yán)重，水驅(qū)波及范圍受限，非主力層地層虧空大。為此進行層間輪轉(zhuǎn)注采水動力學(xué)挖潛技術(shù)的開發(fā)調(diào)整，從而進一步提高水驅(qū)開發(fā)后期的采收率。

2 剩余油分布類型研究

2.1 模型建立及歷史擬合

由于目標(biāo)區(qū)油田已進入高含水階段，相當(dāng)數(shù)量的剩余油以不同規(guī)模、不同形式且不規(guī)則地分布于油藏中，這一階段的油藏描述以剩余油研究為核心[17-27]。東辛油田屬于多層砂巖斷塊油藏，構(gòu)造較為復(fù)雜，歷史擬合難度較大，因此三維模型建立需精細化。

2.1.1 辛11-46塊地質(zhì)模型

根據(jù)目標(biāo)區(qū)地質(zhì)研究成果和實際開發(fā)動態(tài)，三維油藏地質(zhì)模型的建立精細到單砂體，使其能夠代表實際油藏的主要特征。數(shù)值模擬使用了CMG軟件。按砂體的級別分類能形成注采對應(yīng)關(guān)系，儲量較大的1類和2類砂體都建入地質(zhì)模型，還有部分面積小、儲量小或者建不起注采對應(yīng)關(guān)系的砂體暫時未考慮。辛11-46塊模型共計13個單砂體、11個含油小層。

本次模擬建立了可反映層內(nèi)情況的二維模型以及可反映層間關(guān)系的三維模型，并通過儲量擬合和生產(chǎn)擬合，對比研究模型擬合情況與實際開發(fā)情況。該模型平面網(wǎng)格步長為20 m×20 m，構(gòu)造復(fù)雜區(qū)網(wǎng)格較密，構(gòu)造簡單區(qū)網(wǎng)格較稀。

2.1.2 開發(fā)動態(tài)歷史擬合

1)儲量擬合

向模型導(dǎo)入開發(fā)生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)及油水相對滲透率等實驗和測試數(shù)據(jù)，對模型儲量進行擬合，模型各小層儲量和實際儲量基本一致，誤差小于5%，精度高，滿足數(shù)值模擬要求。

2)生產(chǎn)擬合

本次數(shù)值擬合精度較高，擬合誤差小。目標(biāo)區(qū)實際累產(chǎn)油41.7×104t，模型計算產(chǎn)油40.4×104t，誤差-3.1%，如表2所示；各階段含水變化趨勢和實際生產(chǎn)變化趨勢基本保持一致，如圖1和圖2所示。

表2 辛11-46塊沙二3～6砂組生產(chǎn)擬合統(tǒng)計表Table 2 The production fitting statistics table of the sand group 3～6 of Sha 2 in Xin block 11-46

圖1 目標(biāo)區(qū)含水?dāng)M合曲線Fig.1 Water cut fitting curve in target zone

圖2 目標(biāo)區(qū)日產(chǎn)油擬合曲線Fig.2 Daily oil production fitting curve in target zone

2.2 剩余油分布類型

在精細地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，利用CMG軟件建立了三維地質(zhì)模型。根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，將該區(qū)塊剩余油分布歸納為以下幾種類型。

2.2.1 油層頂部剩余油富集

從圖3分析，邊水沿油層底部向生產(chǎn)井一側(cè)推進，從而油層頂部剩余油仍舊較高。生產(chǎn)井西70 m處剩余油從上到下分別為0.60，0.54，0.48，東為0.48，0.40，0.32。數(shù)據(jù)均說明，層內(nèi)剩余油分布不均，且頂部高于底部。因此，對主力層及次主力層剩余油進行挖潛時，應(yīng)集中在油層靠近頂部一側(cè)。

圖3 縱向上剩余油分布規(guī)律Fig.3 Vertical distribution of remaining oil

主力層受低部位邊水推進的影響和“低注高采”的井網(wǎng)模式，目前高部位及斷層一線處剩余油較高。

對于有邊水的小層，以Es234層為例，平面上可分為3個區(qū)帶，分別為邊水帶、邊水侵入帶、依靠彈性能量采出帶。低部位邊水帶為一水體，同時兩口注入井位于水體內(nèi)，區(qū)塊采用緣外注水補充地層能量；隨著內(nèi)部油井采出，地層壓力下降，邊水侵入油藏，形成邊水侵入帶，油藏含油飽和度不斷降低，主要表現(xiàn)為靠近邊水區(qū)域下降大，遠一點區(qū)域下降相對來說較小，如圖4所示，按離水體遠近，分別為0.34和0.25；再向內(nèi)靠近斷層、位于油井和斷層中間區(qū)域，由于采油井對邊水阻擋作用，邊水未侵入到該區(qū)域，該區(qū)域的油主要是受油井生產(chǎn)導(dǎo)致地層壓力降低的影響，原油流向生產(chǎn)井，含油飽和度下降，但下降幅度較小，目前仍為0.62。

圖4 Es234小層剩余油分布圖Fig.4 Residual oil distribution map of Es234 layer

對于無邊水的小層，以Es233層為例，其平面剩余油分布主要受低部位的兩口注入井影響，其分布規(guī)律和Es234小層類似，注入水將油推進靠近斷層一側(cè)，因此在這一側(cè)含油飽和度較高，為0.65，具體如圖5所示。

圖5 Es233小層剩余油分布圖Fig.5 Residual oil distribution map of Es233 layer

2.2.3 非水驅(qū)主流線上剩余油富集

從油藏工程分析，注入水和邊水一般沿著壓降最大的方向前進，并且部分區(qū)域阻力較大，水很難波及到，這樣就形成了主流線和非主流線或不在流線上的區(qū)域，并使得不同區(qū)域含油飽和度不一致。以Es256小層為例，如圖6所示，在注采對應(yīng)的主流線上，區(qū)域剩余油飽和度為0.27，而非主流線上為0.36，水驅(qū)難以波及的區(qū)域在0.60以上，平面上剩余油分布差異大。

圖6 Es256小層剩余油分布圖Fig.6 Residual oil distribution map of Es256 layer

綜上所述，剩余油主要集中在主力層、次主力層高部位及靠近斷層一線處，水驅(qū)難以波及，且注入水在前進過程中會形成主流線和非主流線或不在流線上的區(qū)域，這時非主流線上剩余油飽和度較高。就目前開發(fā)狀況來看，井網(wǎng)損壞嚴(yán)重，主力層水竄嚴(yán)重，水驅(qū)范圍受限。因此，采用層間輪轉(zhuǎn)注采深度挖潛技術(shù)，注采井交替注采，迫使層內(nèi)壓力波動，促使水驅(qū)流線擾動，使注入水盡可能波及到上述剩余油富集區(qū)域。

3 層間輪轉(zhuǎn)注采技術(shù)政策界限優(yōu)化及機理分析

層間輪轉(zhuǎn)注采水動力學(xué)技術(shù)是利用注采井在短周期內(nèi)交替輪換注采，在盡量控制注采壓差的同時，引導(dǎo)層內(nèi)壓力波動[6，11]，把地層中的剩余油驅(qū)向井筒，從而達到提高水驅(qū)開發(fā)效果的目的。在認(rèn)識剩余油分布類型的基礎(chǔ)上，從輪轉(zhuǎn)方式、注采輪轉(zhuǎn)周期、采液量及能量恢復(fù)時間4個方面進行政策界限優(yōu)化，并對層間輪轉(zhuǎn)注采前后的效果進行對比分析。

3.1 輪采輪注技術(shù)政策界限優(yōu)化

3.1.1 輪轉(zhuǎn)方式優(yōu)化

采用WRF 3.5,選取非靜力平衡動力框架,并采用雙向三層嵌套,研究區(qū)域的分辨率達到3 km。模擬的積分區(qū)域中心為(110°E,33°N)。各層水平分辨率為27、9、3 km。垂直分辨率31層,模式頂?shù)臍鈮?0 hPa。模式初邊界條件均采用了NCEP FNL資料。模擬時間分別自2009年6月3日18時至4日18時(世界時),微物理過程采用了WSM 3類簡單冰方案,積云參數(shù)化采用BMJ方案。其他的物理過程采用了YSU邊界層方案,MO近地層方案,Dudhia短波輻射方案,RRTM長波輻射方案。

利用模型計算了3種不同的方案:方案一，同采同注；方案二，注采不見面，周期1年，初期采上注下；方案三，注采不見面，周期1年，初期采下注上。對比方案效果預(yù)測，方案三為最優(yōu)輪采方案，相比方案一，10年累增油4 087 t，如圖7所示。

圖7 不同輪采方案效果預(yù)測圖Fig.7 Effect prediction charts of different rotary mining schemes

3.1.2 注采輪轉(zhuǎn)周期

設(shè)計了4種輪采周期方案:方案一，周期12個月；方案二，周期9個月；方案三，周期6個月；方案四:周期3個月。分別對其進行預(yù)測，結(jié)果表明，輪采初期，方案二(輪采周期9個月)階段累采油7 739 t，效果最好，如圖8所示?？紤]實際開發(fā)情況，方案二為最優(yōu)方案。

圖8 輪采初期(累液2萬m3)累采油/液關(guān)系曲線Fig.8 Oil/liquid relationship curve of cumulative production at the initial stage of rotating production (20 000 m3 of cumulative fluid)

3.1.3 采液量

根據(jù)油藏對目前采液強度進行分析，設(shè)計3種不同的采液方案:方案一，單采上層日液30 m3/d，單采下層日液20 m3/d；方案二，單采上層日液25 m3/d，單采下層日液15 m3/d；方案三，單采上層日液20 m3/d，單采下層日液10 m3/d。對比方案效果預(yù)測，采液速度對最終采收率影響小，但對前10年累產(chǎn)油影響較大。方案三最終累采油高，比方案一多產(chǎn)油2318 t，如圖9所示，但前10年方案一比方案三多產(chǎn)油6467 t，如圖10所示?？紤]油井壽命等因素，建議采用方案一。

圖9 預(yù)測不同采液量最終累采油/液關(guān)系曲線Fig.9 Prediction of ultimate cumulative oil/liquid curves for different production volumes

圖10 預(yù)測不同采液量前10年累采油/液關(guān)系曲線Fig.10 Prediction of cumulative oil/liquid curves for the first 10 years of different production volumes

3.1.4 能量恢復(fù)時間

利用模型計算不同能量恢復(fù)時間對開發(fā)效果的影響，設(shè)計3種不同的方案:方案一，注水層12個月恢復(fù)底層能量；方案二，注水層6個月恢復(fù)底層能量；方案三，注水層3個月恢復(fù)底層能量。結(jié)果表明，方案二，即用6個月恢復(fù)地層能量最終累采油最高，如圖11所示。

圖11 不同能量恢復(fù)時間累采油/液關(guān)系曲線Fig.11 Cumulative oil/liquid curve with different energy recovery energy

3.2 層間輪轉(zhuǎn)注采結(jié)果分析

3.2.1 壓力分布變化

利用數(shù)值模擬技術(shù)對優(yōu)化結(jié)果進行分析，以Es233小層為例，在該層注水井X159與生產(chǎn)井XN18和NX108形成注采對應(yīng)，注采對應(yīng)井距分別為321 m和491 m。

同采同注時，由于XN18離注水井X159更近，其壓力梯度更大，兩者級差為2.3倍，如圖12所示。注入水主要流入生產(chǎn)井XN18，流入遠處的生產(chǎn)井NX108較少，水驅(qū)不充分，使得NX108井南北兩側(cè)高部位剩余油飽和度較高；為了使水驅(qū)動用更充分，將注采方式調(diào)整為輪轉(zhuǎn)注采，即注采不見面時，由于注水期間油井關(guān)井，層內(nèi)水驅(qū)壓力發(fā)生波動，兩者之間的壓力梯度級差相對小，僅為1.4倍，如圖13所示。注入水向兩口井流動的更加充分，最終剩余油飽和度較低，最終采出程度更高。

圖12 Es233層同注同采壓力分布及水流速度場圖Fig.12 Pressure distribution and flow velocity field of Es233 layer with injection and production

圖13 Es233層注采不見面壓力分布及水流場圖Fig.13 Pressure distribution and flow velocity field of Es233 layer with injection production non-contact

結(jié)果表明:運用輪轉(zhuǎn)注采的水動力學(xué)挖潛技術(shù)，可使層內(nèi)的水驅(qū)壓力發(fā)生波動，水驅(qū)動用更加充分，提高層內(nèi)剩余油采出程度。

3.2.2 水驅(qū)流線變化

以Es233小層為例，在該層注水井X159與生產(chǎn)井XN18和11NX108形成注水對應(yīng)。同采同注時，由于XN18離注水井更近，其壓力梯度更大，流線主要分布在注水井與XN18之間，注入水主要流向該井(見圖12)；調(diào)整為注采不見面輪轉(zhuǎn)方式后，由于注水期間油井關(guān)井，油井生產(chǎn)時注水井關(guān)井，與同采同注相比，該方式促使水驅(qū)流線發(fā)生擾動，部分流線轉(zhuǎn)向NX108井，使注入水更為均勻地流向兩口生產(chǎn)井(見圖13)。由于NX108井附近水驅(qū)更充分，最終導(dǎo)致其附近的剩余油飽和度更低，同采同注，NX108南北兩側(cè)高部位剩余油飽和度分別為0.67和0.66，如圖14所示；而注采不見面，僅為0.59和0.55，如圖15所示，平均低0.09。

圖14 Es233層同注同采剩余油飽和度場圖Fig.14 Residual oil saturation field map of Es233 layer with injection and production

圖15 Es233層注采不見面剩余油飽和度場圖Fig.15 Residual oil saturation field map of Es233 layer with injection production non-contact

結(jié)果表明:不同輪轉(zhuǎn)方式下，注采井之間流線分布不同，從而導(dǎo)致注入水波及到的區(qū)域發(fā)生變化。相比于同采同注，注采不見面對水驅(qū)流線擾動效果更加明顯，從而開發(fā)效果更好。

4 礦場效果預(yù)測

對辛11-46斷塊沙二3～6層系進行開發(fā)調(diào)整，調(diào)整方案分為兩個階段，共利用油井6口，水井5口。采下注上階段:X11X123，X11XN16，X11XNB12，X11XN159和X11X155井對3砂組進行注水，X11XN3，X11X182，X11NX108，X11XN18，X11XN1和X11XN145井對4～6砂組進行采油。采上注下階段:X11X123，X11XN16，X11XNB12，X11XN159和X11X155井對4～6砂組進行注水，6口油井則生產(chǎn)3砂組。

預(yù)測若不進行調(diào)整，預(yù)測15年后含水99.8%，采出程度為32.1%，累產(chǎn)油59.9×104t；若進行調(diào)整，采用注采不見面的方式，預(yù)測15年后含水99.3%，采出程度為32.8 %，累產(chǎn)油61.3×104t；若進行調(diào)整，預(yù)測15年降低含水0.6%，提高采出程度0.7%，增加累產(chǎn)油1.4×104t。

預(yù)測具體到單井，15年后各井指標(biāo)變化情況為:X11XN3井含水低0.5%，累產(chǎn)油增加0.28×104t；X11X182井含水低0.7%，累產(chǎn)油增加0.11×104t；X11NX108井含水低0.3%，累產(chǎn)油增加0.26×104t；X11XN145井含水低0.4%，累產(chǎn)油增加0.19×104t；X11XN18井含水低0.1%，累產(chǎn)油增加0.21×104t；X11XN1井含水最終一致，但累產(chǎn)油增加0.27×104t。各井累增產(chǎn)油量情況如圖16所示。

圖16 15年后各井指標(biāo)變化情況Fig.16 Index change of each well after 15 years

5 結(jié)論

1)針對平面及層間剩余油分布不均的問題，通過采用層間輪轉(zhuǎn)水驅(qū)的方法，可實現(xiàn)層內(nèi)壓力發(fā)生大幅度或靜態(tài)波動，并能迫使流線變化，從而實現(xiàn)油層頂部及斷層一側(cè)剩余油的有效動用；

2)辛11-46塊目前地層壓力系數(shù)為0.44，地層能量保持水平低，為及時補充地層能量，對輪轉(zhuǎn)方式進行優(yōu)化。對比方案效果預(yù)測，注采不見面方式為最優(yōu)輪采方案，10年累增油4 087 t，預(yù)測15年后含水率由99.8%降低到99.3%，累增產(chǎn)油1.4×104t，采出程度提高0.7%；

3)層間和平面復(fù)合的水動力學(xué)挖潛技術(shù)，可實現(xiàn)水驅(qū)難以波及區(qū)域內(nèi)的剩余油的有效動用，研究成果不僅為研究區(qū)剩余油挖潛提供支撐，同時也為該類水動力學(xué)提高采收率技術(shù)優(yōu)化提供借鑒。