深水濁積水道典型切疊模式水驅(qū)波及實(shí)驗(yàn)研究

楊 莉 ，胡義升，劉廣為，郭 平，楊寶泉

1.中國(guó)海洋石油國(guó)際有限公司，北京 朝陽(yáng) 100020 2.油氣藏地質(zhì)與開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西南石油大學(xué)，四川 成都 610500

引言

深水濁積砂巖油田是全球分布范圍最廣的油藏類(lèi)型，也是近年來(lái)全球油氣勘探重大發(fā)現(xiàn)的主要來(lái)源，研究深水濁積砂巖儲(chǔ)層的開(kāi)發(fā)規(guī)律，對(duì)高效開(kāi)發(fā)該類(lèi)油田具有重要的現(xiàn)實(shí)意義。濁積水道內(nèi)部構(gòu)型特征復(fù)雜，不同期次水道受到沉積環(huán)境的影響，擺動(dòng)遷移，相互疊置，其中，水道切疊模式是典型的構(gòu)型模式之一，并且不同期次水道疊置比例是影響儲(chǔ)層非均質(zhì)性和開(kāi)發(fā)效果的重要因素，研究不同復(fù)合水道切疊模式下水驅(qū)波及規(guī)律對(duì)深水濁積油藏高效開(kāi)發(fā)井網(wǎng)部署和剩余油挖潛具有重要的意義[1-3]。

目前，國(guó)內(nèi)外學(xué)者針對(duì)深水濁積砂巖油藏地質(zhì)構(gòu)造、不同深水水道構(gòu)型及連通模式方面已開(kāi)展了大量的研究[4-10]，但對(duì)不同水道構(gòu)型模式下的水驅(qū)波及規(guī)律研究相對(duì)較少[11-14]，國(guó)內(nèi)學(xué)者在水驅(qū)滲流實(shí)驗(yàn)開(kāi)展了大量的機(jī)理研究[15-20]，但現(xiàn)有物理模型對(duì)深水復(fù)合水道構(gòu)型模式下的儲(chǔ)層非均質(zhì)性沒(méi)有較好地體現(xiàn)[21-26]。為此，建立了大尺度二維剖面濁積砂巖油藏物理模型，在高溫高壓條件下開(kāi)展了切疊型復(fù)合水道構(gòu)型模式的水驅(qū)波及實(shí)驗(yàn)研究，同時(shí)，利用數(shù)模方法研究不用疊置條件下的水驅(qū)特征，深入認(rèn)識(shí)該類(lèi)地質(zhì)模式下的剩余油分布規(guī)律，為該類(lèi)地質(zhì)模式的開(kāi)發(fā)優(yōu)化和挖潛提供重要的參考依據(jù)。

1 切疊型復(fù)合水道構(gòu)型模式特征及其表征

1.1 深水濁積油藏切疊型復(fù)合水道構(gòu)型特征

受地形地貌、沉積環(huán)境、物源供給及水動(dòng)力等多種因素影響，深水濁積水道通常呈現(xiàn)縱向疊置下切、側(cè)向擺動(dòng)遷移的特征。圖1 所示為典型的切疊型復(fù)合水道構(gòu)型模式，是深水濁積砂巖油藏最常見(jiàn)的一種構(gòu)型模式。

圖1 深水濁積油藏典型復(fù)合水道構(gòu)型模式示意圖Fig.1 Typical complex channel configuration model of deep-water turbidite reservoir

深水水道與正常河流水道在遷移類(lèi)型上存在較大差異，通常情況下，正常曲流河道沉積在側(cè)向遷移上具有連續(xù)性，而深水濁積水道縱向晚期水道下切早期水道，平面擺動(dòng)幅度變大時(shí)，其下切比變小甚至互不影響，總體上而言，單期次水道間平面和縱向相互疊置是深水濁積類(lèi)油藏的最典型特征，因此，研究疊置模式下的水驅(qū)油規(guī)律具有較強(qiáng)的代表性。

1.2 深水濁積油藏典型單一水道內(nèi)部物性特征

對(duì)于切疊型復(fù)合水道，兩期水道之間通常無(wú)泥巖隔層滲流屏障遮擋，但單一水道內(nèi)部?jī)?chǔ)層物性存在一定的差異。

以西非A 油田為例，圖2 為典型井在井段4 160～4 240 m 處的測(cè)井曲線。

由圖2 可以看出，由于單一水道底部常見(jiàn)滯留沉積，沉積含礫砂巖，所以測(cè)井滲透率相對(duì)較低，一般為200～400 mD；向上過(guò)渡為細(xì)砂、中砂巖，儲(chǔ)層物性好，呈高滲特征，滲透率為800～1 500 mD；頂部逐漸過(guò)渡，儲(chǔ)層物性逐漸變差，滲透率相對(duì)較低，為200～600 mD。

圖2 西非A 油田典型井測(cè)井曲線Fig.2 Logging curves of typical wells at A Oilfield in West Africa

1.3 切疊型復(fù)合水道構(gòu)型模式表征方法

根據(jù)不同期次水道空間分布規(guī)律，可以用橫向疊置比和縱向疊置比（圖3）來(lái)表征切疊型復(fù)合水道的構(gòu)型特征。

圖3 切疊型復(fù)合水道疊置比定義示意圖Fig.3 Schematic classification of typical deep-water turbidite composite waterways

橫向疊置比定義為復(fù)合水道疊置區(qū)寬度與晚期單一水道寬度的比值

式中：Rh--橫向疊置比，無(wú)因次；

L1--晚期水道的寬度，m；

L2--早期水道的寬度，m；

L′--復(fù)合水道的寬度，m。

縱向疊置比定義為復(fù)合水道疊置區(qū)厚度與晚期單一水道厚度的比值

式中：Rv--縱向疊置比，無(wú)因次；

H1--晚期水道的厚度，m；

H2--早期水道的厚度，m；

H′--復(fù)合水道的厚度，m。

2 典型切疊模式下水驅(qū)波及實(shí)驗(yàn)

2.1 實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ偷刃гO(shè)計(jì)與制作

本次物理模型設(shè)計(jì)為兩期水道橫向疊置比1/2（由于水道進(jìn)行了簡(jiǎn)化處理，以主力砂體寬度計(jì)算疊置比）、縱向疊置比2/3，物理模型示意圖見(jiàn)圖4，尺寸為30 cm（高）×100 cm（長(zhǎng)）×1 cm（厚），各層滲透率分別為400，1 000，300 mD。

圖4 砂體橫向疊置比1/2，縱向疊置比2/3 濁積砂巖物理模型示意圖Fig.4 Schematic model of turbidite sandstone with 1/2 horizontally stacking ratio and 2/3 vertically stacking ratio

水道的參數(shù)和物性設(shè)置基于典型深水油田濁積水道參數(shù)統(tǒng)計(jì)分析結(jié)果?？紤]單一水道內(nèi)部?jī)?chǔ)層物性特征，將單一水道簡(jiǎn)化為3 層，其中，水道中部?jī)?chǔ)層物性最好（取滲透率為1 000 mD），上下兩層相對(duì)較薄，滲透率相比中部略低，分別為400 和300 mD。使用美縫膠、粗石英砂、細(xì)石英砂3 種材料研制配方比例，以分別模擬上述3 種地層滲透率，在模板上填砂、打磨、晾干后，完成二維高壓剖面物理模型制作。注采井均在水道中部射孔，以模擬穿過(guò)水道截面的水平井或大斜度井。

2.2 水驅(qū)實(shí)驗(yàn)步驟

實(shí)驗(yàn)設(shè)備主要由動(dòng)力供給系統(tǒng)、恒溫系統(tǒng)、二維剖面物理模型系統(tǒng)[15]、油水分離系統(tǒng)和數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)5 部分組成，實(shí)驗(yàn)流程設(shè)計(jì)如圖5 所示。

圖5 實(shí)驗(yàn)流程設(shè)計(jì)圖Fig.5 Experimental process design diagram

實(shí)驗(yàn)主要步驟如下：

（1）準(zhǔn)備流體樣品。按目標(biāo)油藏地層條件下流體性質(zhì)，配制地層條件下黏度為1.8 mPa·s 的模擬油。

（2）巖板抽真空、飽和地層水。使用真空泵對(duì)巖板進(jìn)行抽真空，抽真空過(guò)程持續(xù)24 h。抽完真空后注地層水飽和巖板，使巖板得到充分飽和后，記錄飽和量。

（3）飽和地層原油。使用高壓驅(qū)替泵在地層溫度及地層壓力下往巖板中持續(xù)注入地層原油，直至出口端產(chǎn)油率達(dá)到100%且地層原油注入量達(dá)到3倍孔隙體積以上，根據(jù)驅(qū)替出的水相體積，計(jì)算巖芯含油飽和度。

（4）注水驅(qū)替。以注入體積流量0.5 mL/min 注水驅(qū)替，待巖板出口端含水率達(dá)到95%時(shí)，停止實(shí)驗(yàn)；驅(qū)替過(guò)程中定時(shí)通過(guò)電阻率/聲波探頭對(duì)巖板模型進(jìn)行掃描測(cè)試油水飽和度，得到巖板模型的油水兩相實(shí)時(shí)飽和度分布。

2.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

將實(shí)驗(yàn)裝置在原始地層壓力29.5 MPa，地層溫度60°C下開(kāi)始進(jìn)行，驅(qū)替速度設(shè)為0.5 mL/min，經(jīng)過(guò)注入1.80 倍烴類(lèi)孔隙體積（HCPV）后得到最終的水驅(qū)采收率為58.80%（圖6）。

圖6 累計(jì)采出程度曲線Fig.6 Cumulative recovery curve

實(shí)驗(yàn)驅(qū)替過(guò)程中，定時(shí)通過(guò)電阻率探頭/聲波探頭對(duì)巖板模型進(jìn)行掃描測(cè)試油水飽和度，得到巖板模型的實(shí)時(shí)飽和度分布，不同注入HCPV 下的巖芯含油飽和度變化特征對(duì)比如圖7 所示。

由圖7 可見(jiàn)，在水驅(qū)過(guò)程中，注入水主要波及1 000 mD 高滲透層，而對(duì)于300 和400 mD 這兩個(gè)滲透率相對(duì)較低油層則波及范圍較小，存在較多剩余油。

為了進(jìn)一步定量分析兩條水道的動(dòng)用情況，將實(shí)驗(yàn)二維剖面分區(qū)并進(jìn)行編號(hào)，同時(shí)，為了便于分析，將圖7d 中兩期水道中部2 號(hào)和5 號(hào)區(qū)域稱(chēng)為主流線區(qū)，將水道上部和下部1、3、4、6 號(hào)區(qū)域稱(chēng)為非主流線區(qū)。根據(jù)水驅(qū)結(jié)束后各分區(qū)含油飽和度分布狀況，通過(guò)數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)收集分析各個(gè)分區(qū)的最終采出程度，見(jiàn)圖8。

圖7 水驅(qū)過(guò)程中含油飽和度變化特征對(duì)比Fig.7 Comparison of characteristics of oil saturation changes during water flooding

圖8 室內(nèi)水驅(qū)實(shí)驗(yàn)不同區(qū)域累計(jì)采出程度Fig.8 The cumulative recovery degree of different permeability areas in the indoor water drive experiment

由圖8 可見(jiàn)，2 號(hào)和5 號(hào)區(qū)域儲(chǔ)層物性最好，采出程度高達(dá)80%；右側(cè)300 mD 層位6 號(hào)區(qū)域由于其中部分砂體作為注入水驅(qū)替的主要通道，部分原油也被有效采出，采出程度為27%；1、3、4 號(hào)區(qū)域較低滲透層的采出程度相對(duì)較低，分別為13%、18%和9%，剩余油賦存較多。因此，注采連通模式的深水濁積油藏剩余油挖潛時(shí)，這3 個(gè)區(qū)域需重點(diǎn)關(guān)注。

3 水驅(qū)波及實(shí)驗(yàn)等效數(shù)值模擬研究

由于大型二維驅(qū)替實(shí)驗(yàn)周期長(zhǎng)，成本高，為進(jìn)一步探究切疊型復(fù)合水道不同疊置比下的開(kāi)發(fā)規(guī)律，用等效數(shù)值模擬模型，開(kāi)展縱向和橫向疊置比，以及不同射孔位置對(duì)水驅(qū)效果影響，總結(jié)該類(lèi)地質(zhì)模式下的水驅(qū)開(kāi)發(fā)特征。

3.1 巖芯尺度數(shù)值模擬模型建立與擬合

建立了巖芯尺度的數(shù)值模擬模型，其中，模型尺寸、孔滲物性、流體性質(zhì)與巖芯實(shí)驗(yàn)參數(shù)保持一致，單個(gè)網(wǎng)格尺寸1.0 cm×1.0 cm×0.1 cm，網(wǎng)格數(shù)為88×1×267，平均原始地層壓力為29.5 MPa，原始含油飽和度為70%，孔隙度為25%，射孔層位、生產(chǎn)制度等設(shè)置與物理模擬實(shí)驗(yàn)也保持一致。通過(guò)調(diào)整油水相對(duì)滲透率曲線，實(shí)現(xiàn)水驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果的歷史擬合，圖9 為生產(chǎn)擬合曲線。由圖9 可見(jiàn)，累計(jì)采出程度和產(chǎn)水率的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)與數(shù)值模擬結(jié)果擬合較好，因此，可進(jìn)一步用數(shù)值模擬結(jié)果研究切疊型復(fù)合水道不同疊置比下的開(kāi)發(fā)規(guī)律。

圖9 生產(chǎn)擬合曲線Fig.9 Fitting curve of production

3.2 不同橫向疊置比對(duì)采收率的影響

當(dāng)縱向疊置比保持一定（3/4），隨著橫向疊置比的增加，注采井間含油飽和度剖面對(duì)比見(jiàn)圖10，模型整體及各砂體分區(qū)的采收率變化見(jiàn)圖11。

圖10 不同橫向疊置比含油飽和度剖面對(duì)比（縱向疊置比3/4）Fig.10 Comparison of oil saturation profiles by changing the horizontal stacking ratio（vertical stacking ratio 3/4）

圖11 不同橫向疊置比下采收率變化Fig.11 Recovery changing in different horizontal stacking ratio

由圖11 可見(jiàn)，隨著儲(chǔ)層橫向疊置比從1/3 增加至3/4，主流線區(qū)的采收率始終遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于非主流線區(qū)，但二者采收率的變化幅度整體很小。這是由于數(shù)值模擬方法在模擬儲(chǔ)層連通性方面存在一定的局限性，當(dāng)縱向疊置比為3/4 時(shí)，模型中連通性均較好，導(dǎo)致采收率變化不大，而在實(shí)際油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中，當(dāng)兩期水道橫向疊置比較低時(shí)需要關(guān)注注采井間連通性差或不連通風(fēng)險(xiǎn)。

3.3 不同縱向疊置比對(duì)采收率的影響

當(dāng)橫向疊置比保持一定（1/2）情況下，隨著縱向疊置比的增加，注采井間含油飽和度剖面對(duì)比如圖12 所示。模型整體及各分區(qū)的采收率變化如圖13 所示。

由圖12、圖13 可見(jiàn)，隨著砂體縱向疊置比的增加，兩期水道之間連通性變好，主流線區(qū)采收率有了明顯增加。非主流線區(qū)采收率隨著縱向疊置比的增加而減小，這是由于縱向疊置比較小時(shí)，兩期砂體的連通通道變化，非主流線區(qū)1 號(hào)和6 號(hào)區(qū)域波及效率提高。模型整體的采收率隨著縱向疊置比的增加也略有減小，主要原因?yàn)閿?shù)值模擬模型中主流線區(qū)2 號(hào)和5 號(hào)區(qū)域儲(chǔ)量比隨著縱向疊置比的增加而減少，但在實(shí)際油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中，同樣需要關(guān)注縱向疊置比較低帶來(lái)的連通性差或不連通風(fēng)險(xiǎn)。

圖12 不同縱向疊置比下含油飽和度剖面對(duì)比（橫向疊置比1/2）Fig.12 Comparison of oil saturation profiles by changing the vertical stacking ratio（horizontal stacking ratio 1/2）

圖13 不同縱向疊置比下采收率變化（橫向疊置比1/2）Fig.13 Comparison of recovery by changing the vertical stacking ratio（horizontal stacking ratio 1/2）

3.4 射孔完善程度對(duì)采收率的影響

上述實(shí)驗(yàn)及數(shù)值模擬結(jié)果均表明，如果水平井或大斜度井射孔段只穿過(guò)水道中部，在主力砂體之間容易形成優(yōu)勢(shì)通道，造成非主力砂體采收率明顯低于主力砂體，尤其是3 號(hào)與4 號(hào)砂體，是剩余油挖潛的重點(diǎn)。因此，對(duì)于深水濁積水道復(fù)合體，建議井軌跡穿過(guò)水道上、中、下部位，提高射孔完善程度。例如在圖10 構(gòu)型模式下，更改射孔方式，注水井射孔穿過(guò)1、2、3 號(hào)區(qū)域，生產(chǎn)井射孔穿過(guò)4、5、6號(hào)區(qū)域，以提高非主力層的儲(chǔ)量動(dòng)用。

圖14 所示為開(kāi)發(fā)非主力砂體時(shí)，注采井縱向全部射開(kāi)方案與只射開(kāi)主力砂體方案的采收率對(duì)比，其中，4 個(gè)模型縱向疊置比保持一定（3/4），橫向疊置比分別為1/3，1/2，2/3 和3/4，全部射開(kāi)方案的非主力砂體采收率有了明顯提高，平均增幅20%。

圖14 不同射孔方式下采收率對(duì)比Fig.14 Comparison of recovery for different perforation method

4 結(jié)論

（1）典型深水濁積復(fù)合水道切疊構(gòu)型模式下，水道中部及兩期水道切疊連通處為主流線區(qū)域，波及效率和驅(qū)油效率均較高，水道上部和下部物性相對(duì)較差區(qū)域波及效率低，尤其生產(chǎn)井所在水道上部剩余油富集。

（2）不同期次水道疊置比是影響復(fù)合水道注采井間連通性及剩余油分布的重要因素，疊置比越高，注采井主流線區(qū)波及效果越好，非主流線區(qū)波及效果變差。

（3）研究切疊型深水復(fù)合水道水驅(qū)波及規(guī)律及影響因素對(duì)濁積砂巖油藏開(kāi)發(fā)井網(wǎng)部署及調(diào)整挖潛均具有重要意義，對(duì)于典型深水濁積復(fù)合水道切疊構(gòu)型模式，建議盡量提高非主力砂體射孔完善程度，以增加波及效率，提高采收率。