基于流場(chǎng)重構(gòu)的海上強(qiáng)底水油藏提液研究

閆正和 熊 琪 李 偉 王亞會(huì) 楊 勇 湯小龍

(中海油(中國(guó))有限公司深圳分公司， 廣東 深圳 518000)

海上強(qiáng)底水油藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中，受隔夾層展布規(guī)模、儲(chǔ)層非均質(zhì)性、原油黏度、油柱高度等不同因素影響，油藏不同部位底水錐進(jìn)速度差異明顯，流場(chǎng)分布規(guī)律復(fù)雜，對(duì)開(kāi)發(fā)后期油藏剩余油的有效挖潛提出了嚴(yán)峻挑戰(zhàn)[1-3]。提液是海上油田穩(wěn)油控水的重要措施，是實(shí)現(xiàn)油田高速開(kāi)發(fā)的重要手段之一[4]。有學(xué)者采用無(wú)因次采液采油指數(shù)曲線(xiàn)、油藏?cái)?shù)值模擬、歷史提液效果總結(jié)等不同方法，研究了合理的提液時(shí)機(jī)和提液幅度[5-6]，但未見(jiàn)通過(guò)提液進(jìn)行流場(chǎng)重構(gòu)的相關(guān)報(bào)道。此次研究是通過(guò)對(duì)強(qiáng)底水油藏流場(chǎng)的主要影響因素分析，建立流場(chǎng)定量表征及分級(jí)評(píng)價(jià)方法，以指導(dǎo)該類(lèi)油藏提液有利區(qū)的優(yōu)選，從而實(shí)現(xiàn)提高采收率的目的。

1 流場(chǎng)影響因素分析

海上強(qiáng)底水油藏多采用水平井開(kāi)發(fā)，影響提液潛力和流場(chǎng)的主要因素有：隔夾層、黏度、油柱高度、水脊半徑及井距、非均質(zhì)性等。綜合精細(xì)油藏?cái)?shù)值模擬方法與油藏工程方法，采用Eclipse油藏?cái)?shù)值模擬軟件，開(kāi)展影響流場(chǎng)重構(gòu)的主控因素分析，給出地下油水運(yùn)移關(guān)系的定性及半定量認(rèn)識(shí)，明確流場(chǎng)重構(gòu)方向，為開(kāi)展流場(chǎng)重構(gòu)和提液奠定基礎(chǔ)。

1.1 隔夾層

應(yīng)用油藏?cái)?shù)值模擬方法，建立不同隔夾層分布模式機(jī)理模型(見(jiàn)圖1)。進(jìn)而分析隔夾層類(lèi)型、位置、滲透性、展布規(guī)模等不同分布模式對(duì)剩余油分布和流場(chǎng)的影響(見(jiàn)圖2)。

圖1 不同隔夾層分布模式示意圖

圖2 不同隔夾層分布模式對(duì)剩余油分布和流場(chǎng)的影響

無(wú)隔夾層：由于無(wú)隔夾層的遮擋，含水快速上升，以反L形態(tài)快速達(dá)到特高含水期，需不斷提液，提高驅(qū)油效率。

穩(wěn)定隔夾層：隔夾層分布穩(wěn)定，鈣質(zhì)膠結(jié)致密，遮擋能力強(qiáng)，底水只能繞流，形成次生邊水驅(qū)。低含水階段采液指數(shù)低，建議該模式在高含水期之后提液，挖潛隔夾層附近的剩余油。

局部隔夾層：隔夾層分布穩(wěn)定，呈條帶狀，規(guī)模小，有一定遮擋能力，但一部分底水可緩慢穿過(guò)夾層，形成次生底水驅(qū)，另一部分底水可繞過(guò)夾層，形成次生邊水驅(qū)。表現(xiàn)為具有無(wú)水采油期，生產(chǎn)穩(wěn)定，含水上升比較平緩，中、高含水期之后提液效果明顯，可以大幅度提液。

不穩(wěn)定隔夾層：隔夾層分布不穩(wěn)定、厚度薄、數(shù)量多、平面分布零散、分布范圍小、分布不規(guī)則，對(duì)底水錐進(jìn)的阻擋作用較差。表現(xiàn)為無(wú)水采油期短，含水較快上升至高含水階段，不斷提液可有效動(dòng)用附近的剩余油，達(dá)到降水增油的目的。

1.2 油柱高度和井距

結(jié)合油藏?cái)?shù)值模擬與油藏工程流管法，研究了不同井距、油柱高度下底水油藏井間水驅(qū)體積波及(水脊半徑)狀況，對(duì)水平井井間波及系數(shù)進(jìn)行評(píng)價(jià)。不同油柱高度和井距對(duì)流場(chǎng)的影響見(jiàn)圖3。

圖3 不同油柱高度和井距對(duì)流場(chǎng)的影響

(1) 同一井距下，油柱高度越高，井間波及系數(shù)越大。

(2) 油柱高度相同時(shí)，隨著井距增大，波及系數(shù)降低，井距在250～300 m時(shí)，井間波及系數(shù)低于50%，井間剩余油富集。

(3) 井距較小時(shí)，水脊體交叉，受井間干擾存在等勢(shì)區(qū)，等勢(shì)區(qū)流場(chǎng)強(qiáng)度弱，動(dòng)用相對(duì)較差。

1.3 黏度

提液有效性機(jī)理分析如圖4所示。

圖4 提液有效性機(jī)理分析

稠油底水油藏“脊進(jìn)面窄”，兩翼波及范圍小，井距不宜過(guò)大，井間往往剩余油富集，提液可以兼顧提高波及系數(shù)與驅(qū)油效率，甚至可以通過(guò)部署調(diào)整井挖潛。

稀油底水油藏“脊進(jìn)面寬”，兩翼波及范圍大，井間易干擾形成等勢(shì)區(qū)，提液以提高驅(qū)油效率為主。

1.4 非均質(zhì)(水平井沿程干擾)

類(lèi)似于定向井的層間干擾，水平井投產(chǎn)段不同平面非均質(zhì)性會(huì)導(dǎo)致不同的見(jiàn)水模式和水脊形態(tài)，儲(chǔ)層非均質(zhì)性越嚴(yán)重，越容易造成水平井段間干擾。隨著含水上升，動(dòng)態(tài)干擾加劇，沿程動(dòng)用程度降低，甚至形成局部竄流通道。

滲透率級(jí)差能夠較好地反應(yīng)儲(chǔ)層的非均質(zhì)程度，建立水平井段沿程滲透率級(jí)差1、1.5、2、3、4、5、10、25時(shí)的數(shù)值模型，模擬水平井段沿程不同滲透率級(jí)差對(duì)流場(chǎng)分布的影響(見(jiàn)圖5)。底水油藏水平井沿井段滲透率臨界級(jí)差在4倍左右，即相鄰高低滲透段之間，當(dāng)滲透率級(jí)差大于4倍時(shí)，低滲透段下方原油幾乎不被動(dòng)用。為了降低干擾，一方面可以縮短水平井段長(zhǎng)度，另一方面，水平井段干擾較小時(shí)可提液，干擾大時(shí)需封堵竄流段后再提液。

圖5 水平井段沿程不同滲透率級(jí)差對(duì)流場(chǎng)分布的影響

2 流場(chǎng)定量表征與分級(jí)評(píng)價(jià)

2.1 流場(chǎng)定量表征方法

綜合考慮地下流場(chǎng)具有歷史累積與當(dāng)前瞬時(shí)的雙重特性，從影響油藏流場(chǎng)的靜態(tài)與動(dòng)態(tài)因素中篩選或組合出能有效描述油藏特征的流場(chǎng)表征參數(shù)。

基于提液潛力大小分析，需解決3方面的問(wèn)題：首先，量化地下產(chǎn)液強(qiáng)度分布規(guī)律，明確油藏的提液幅度范圍；其次，量化地下油水相對(duì)滲流能力分布，保證提液增油；最后，結(jié)合地下剩余油預(yù)測(cè)情況，判斷提液的可持續(xù)性，是否具備中長(zhǎng)期提液以改善開(kāi)發(fā)效果的能力。

隔夾層遮擋能力越強(qiáng)，則底水驅(qū)動(dòng)力將減弱，油井產(chǎn)液強(qiáng)度將變小。油柱高度、井距、原油黏度等影響單井的動(dòng)用半徑和剩余油分布，而物質(zhì)基礎(chǔ)是有效提液的前提。為此，創(chuàng)新性地提出表征流場(chǎng)的3個(gè)參數(shù)：

(1) 產(chǎn)液強(qiáng)度I：表示地下瞬時(shí)的流場(chǎng)強(qiáng)度，衡量目前產(chǎn)液的不均衡程度以及提液的相對(duì)空間。

(1)

式中：q為產(chǎn)液量，m3/s；SA為過(guò)水?dāng)嗝?，m2。

(2) 油速比F：衡量區(qū)域瞬時(shí)油相流動(dòng)能力，其值越大，提液效果越好，說(shuō)明該區(qū)域?yàn)楦咚偬嵋簠^(qū)。

(2)

式中：vo為地下油相滲流速度，m/s；vw為地下水相滲流速度，m/s。

(3) 潛力豐度系數(shù)Ωo：表示累積效益，累積沖刷強(qiáng)度越低，其值越高，說(shuō)明該區(qū)域提液潛力越大，為高效提液區(qū)。該系數(shù)可表征油藏僅目前階段具有提液潛力，還是具備中長(zhǎng)期提液潛力，進(jìn)而評(píng)估是否需要擴(kuò)容改造及擴(kuò)容規(guī)模。

(3)

式中：h為地層厚度，m；φ為孔隙度，%；So為含油飽和度，f；Sor為殘油飽和度，f；Boi為體積系數(shù)。

綜合產(chǎn)液強(qiáng)度、油速比、潛力豐度系數(shù)3個(gè)參數(shù)，可以評(píng)估地下提液能力和效果。一般用優(yōu)勢(shì)潛力豐度系數(shù)(油速比×歸一化的潛力豐度)，表征潛力的可動(dòng)程度，利用地下產(chǎn)液強(qiáng)度表征流場(chǎng)強(qiáng)度大小。

為表征不同區(qū)域提液潛力的大小，定義提液潛力指數(shù)φ：

(4)

式中：ΩoD為歸一化的潛力豐度系數(shù)；ID為歸一化的產(chǎn)液強(qiáng)度。

提液潛力指數(shù)可以反映地下產(chǎn)液強(qiáng)度場(chǎng)與優(yōu)勢(shì)潛力豐度系數(shù)場(chǎng)的匹配關(guān)系。優(yōu)勢(shì)潛力豐度區(qū)應(yīng)該提高產(chǎn)液強(qiáng)度，強(qiáng)化水驅(qū)，非優(yōu)勢(shì)潛力豐度區(qū)應(yīng)該常規(guī)水驅(qū)，甚至弱化水驅(qū)，從而實(shí)現(xiàn)流場(chǎng)的均衡分布。

2.2 流場(chǎng)分級(jí)評(píng)價(jià)

應(yīng)用均值聚類(lèi)分析方法(FCM)，對(duì)提液潛力指數(shù)進(jìn)行聚類(lèi)分析，確定流場(chǎng)分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。對(duì)于分級(jí)數(shù)，如果類(lèi)別數(shù)大于真實(shí)類(lèi)別數(shù)，則真實(shí)的數(shù)據(jù)類(lèi)可能被破壞，如果類(lèi)別數(shù)小于真實(shí)的類(lèi)別數(shù)，則兩個(gè)或多個(gè)真實(shí)的數(shù)據(jù)類(lèi)可能被合并。構(gòu)造有效性函數(shù)，評(píng)價(jià)不同分級(jí)數(shù)的“緊致性”和“分離性”，評(píng)價(jià)最佳分類(lèi)數(shù)，然后計(jì)算出分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)。

有效性函數(shù)：

(5)

緊致性度量：

(6)

分離性度量：

(7)

有效性函數(shù)值越小，分類(lèi)的效果越好；緊致性度量值越小越好；分離性度量值越大越好。根據(jù)構(gòu)造的有效性函數(shù)，分級(jí)數(shù)不大于6時(shí)，分級(jí)效果較好。為了方便開(kāi)展流場(chǎng)的調(diào)整，取分級(jí)數(shù)為5，并計(jì)算出各級(jí)的分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)，見(jiàn)表1。

表1 提液潛力指數(shù)分級(jí)評(píng)價(jià)表

基于流場(chǎng)分級(jí)評(píng)價(jià)結(jié)果，分析不同類(lèi)型流場(chǎng)分布特征和提液潛力，針對(duì)不同類(lèi)型流場(chǎng)制定出流場(chǎng)調(diào)整技術(shù)對(duì)策。

(1) 提液潛力指數(shù)I類(lèi)和II類(lèi)：流場(chǎng)潛力豐度系數(shù)高，產(chǎn)液強(qiáng)度低，此二類(lèi)為提液的有效、高效區(qū)，應(yīng)大幅提液，強(qiáng)化水驅(qū)，實(shí)現(xiàn)對(duì)剩余油的有效動(dòng)用。

(2) 提液潛力指數(shù)III類(lèi)：流場(chǎng)潛力豐度系數(shù)一般，產(chǎn)液強(qiáng)度適當(dāng)，此類(lèi)區(qū)域應(yīng)保持當(dāng)前驅(qū)替程度，通過(guò)不斷提高驅(qū)油效率，從而提高原油采收率。

(3) 提液潛力指數(shù)IV類(lèi)和V類(lèi)：流場(chǎng)潛力豐度系數(shù)較低，產(chǎn)液強(qiáng)度較高，往往存在底水的低效、無(wú)效循環(huán)通道，此二類(lèi)區(qū)域?yàn)樘嵋旱臒o(wú)效區(qū)，應(yīng)通過(guò)適當(dāng)?shù)南抟?，弱化水?qū)。

3 流場(chǎng)重構(gòu)在提液中的應(yīng)用

H1B油藏是南海東部某油田的主力油藏，構(gòu)造形態(tài)為基底隆起上的低幅度背斜構(gòu)造，儲(chǔ)層主要是三角洲平原-三角洲前緣的碎屑巖沉積，沉積微相以分流河道、水下分流河道為主，儲(chǔ)層疏松、物性好，平均孔隙度為28.7%，平均滲透率為1.422 μm2，屬于中-高孔、中-特高滲透率儲(chǔ)集層，泥質(zhì)夾層較發(fā)育，部分區(qū)域發(fā)育鈣質(zhì)夾層，地層原油黏度10.4 mPa·s，油柱高度7.3 m，為強(qiáng)底水驅(qū)動(dòng)的稀油油藏。

該油藏經(jīng)過(guò)12年的高速開(kāi)發(fā)，已進(jìn)入特高含水開(kāi)發(fā)階段，受隔夾層展布、底水錐進(jìn)、布井位置等動(dòng)、靜態(tài)參數(shù)的綜合影響，流場(chǎng)分布較為復(fù)雜。圖6為H1B油藏提液前流場(chǎng)強(qiáng)度分布圖，其中紅色區(qū)域流場(chǎng)強(qiáng)度最大，其次為黃色、綠色區(qū)域，藍(lán)色區(qū)域流場(chǎng)強(qiáng)度較小。圖7為H1B油藏提液前提液潛力指數(shù)分布圖，紅色區(qū)域提液潛力較大，其次為黃色、綠色區(qū)域，藍(lán)色區(qū)域提液潛力較小。A10H — A23H井間干擾為主，兩井間以及井根部潛力相對(duì)較大，但流場(chǎng)強(qiáng)度有待提高。A07H1 — A24H — A11H井跟端之間、A22H — A19H井間區(qū)域同時(shí)受隔夾層和井間干擾影響，流場(chǎng)強(qiáng)度相對(duì)較小，提液潛力較大。

圖6 H1B油藏提液前流場(chǎng)強(qiáng)度分布圖

圖7 H1B油藏提液前提液潛力分布圖

基于流場(chǎng)分布狀況，應(yīng)用矢量調(diào)整為主導(dǎo)的井組異步變強(qiáng)度交替提液策略，對(duì)A23H井提液、A10H井限液，A11H井提液、A24H井限液、A07H1井逐步緩慢提液，A22H井提液、A19H井限液，本輪提液32井次，優(yōu)化平面井間采液強(qiáng)度，轉(zhuǎn)變流線(xiàn)分布，初期增油量65.81 m3/d，初期含水下降1.9%，實(shí)現(xiàn)了提液增油控水的目的。

圖8、圖9分別為H1B油藏提液后流場(chǎng)強(qiáng)度分布圖、提液潛力分布圖。

圖8 H1B油藏提液后流場(chǎng)強(qiáng)度分布圖

圖9 H1B油藏提液后提液潛力分布圖

經(jīng)過(guò)該輪提液，油藏流場(chǎng)分布更加均衡。A10H — A23H井間區(qū)域提液潛力指數(shù)由II類(lèi)變?yōu)镮II類(lèi)，井間剩余油得到進(jìn)一步動(dòng)用。A07H1 — A24H — A11H井跟端之間、A22H — A19H井間區(qū)域通過(guò)提液加強(qiáng)流場(chǎng)強(qiáng)度，提高剩余油動(dòng)用程度，提液潛力指數(shù)由I類(lèi)變?yōu)镮I類(lèi)。

4 結(jié) 語(yǔ)

(1) 海上強(qiáng)底水油藏含水上升快，提液是穩(wěn)油控水的重要措施。從油藏流場(chǎng)重構(gòu)出發(fā)，開(kāi)展提液研究是一種新的嘗試，實(shí)踐證實(shí)也是一種行之有效的方法。

(2) 優(yōu)選出產(chǎn)液強(qiáng)度、油速比、潛力豐度系數(shù)等3個(gè)流場(chǎng)表征參數(shù)，應(yīng)用提液潛力指數(shù)表征不同區(qū)域的提液潛力大小，實(shí)現(xiàn)了對(duì)油藏流場(chǎng)的定量表征。應(yīng)用聚類(lèi)分析方法建立了流場(chǎng)分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，提出了不同級(jí)別流場(chǎng)的提液技術(shù)對(duì)策。

(3) 加強(qiáng)對(duì)流場(chǎng)變化的跟蹤研究，根據(jù)油藏流場(chǎng)變化及時(shí)調(diào)整提液方向，通過(guò)異步變強(qiáng)度交替提液對(duì)井組流場(chǎng)進(jìn)行矢量調(diào)整，實(shí)現(xiàn)流場(chǎng)的均衡分布，提高提液的有效性。