強底水砂巖油藏大排量生產(chǎn)后期挖潛方式研究

孫常偉，程佳，江任開，谷悅，李小東

（中海石油（中國）有限公司 深圳分公司，廣東 深圳 518000）

英國北海大陸架一些油田利用室內(nèi)常規(guī)巖心實驗測得水驅(qū)殘余油飽和度一般為25%～35%，而實際生產(chǎn)中在良好的水驅(qū)波及范圍內(nèi)常見水驅(qū)殘余油飽和度為10%～20%[1]。勝利油田孤島、孤東等油田在20世紀90年代就已進入特高含水期開發(fā)階段，儲層物性（如孔隙半徑、孔喉比、配位數(shù)等）發(fā)生變化。戴建文等[2]認為，在長期水驅(qū)過程中，隨著水驅(qū)孔隙體積倍數(shù)的增加，高注入倍數(shù)儲層物性發(fā)生變化。通過大慶喇薩杏油田2000年以來19口密閉取心井（水驅(qū)開發(fā)井）的取心資料可以看出，強水洗部位的平均驅(qū)油效率已達64.22%，部分巖心驅(qū)油效率超過80.00%，甚至達到90.00%[3-4]。南海海相砂巖油藏早期采用大排量生產(chǎn)[5-6]，高孔中高滲儲層在天然邊底水驅(qū)替下基本已到特高含水期，此時主要通過以液帶油大幅提液的方式保持一定程度的穩(wěn)產(chǎn)。從采收率構(gòu)成出發(fā)，剖析水驅(qū)過程尤其是高含水期的波及體積和驅(qū)油效率變化特征，開展了室內(nèi)研究和數(shù)值模擬表征，以期達到特高含水期精細挖潛的目的。

1 強底水油藏大排量生產(chǎn)特征

常規(guī)相滲實驗一般水驅(qū)倍數(shù)為30 PV左右，而長期水驅(qū)研究過程中需要利用高水驅(qū)倍數(shù)的相滲數(shù)據(jù)（尤其是殘余油飽和度）。在油田開發(fā)過程中，學者們通常認為驅(qū)替劑確定后驅(qū)油效率為固定值，但紀淑紅等[7]、蘭玉波等[8]對大慶油田等高含水部位統(tǒng)計研究發(fā)現(xiàn)，驅(qū)油效率是不斷變化的，且隨著水驅(qū)倍數(shù)增大，驅(qū)油效率與水驅(qū)倍數(shù)呈半對數(shù)關系[9-10]。

采用鏡像反映原理確定任意兩個不同位置，則得到不同位置滲流速度和水驅(qū)倍數(shù)，如式（1）和式（2）所示。

式中，v為滲流速度，mL/min；為滲流場復速度；q為單井液量，m3/d；a為點源距離，m；r為源匯距離，m；λ為水驅(qū)倍數(shù)，PV；ds為某一點面的微分；dv為某一點水驅(qū)體積的微分；t為驅(qū)替時間，min；l為巖心長度，m；?為孔隙度，%；Z為位置復函數(shù)。

根據(jù)靶區(qū)采用底水油藏水平井開發(fā)的實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，取平均日產(chǎn)液為2 226 m3/d，h=8 m，水平段長度為500 m，巖心直徑為2.5 cm，孔隙度為25%，生產(chǎn)時間為5年或10年，將上述數(shù)據(jù)代入式（1），再將式（1）結(jié)果代入式（2），計算不同位置的驅(qū)替速度和水驅(qū)倍數(shù)，結(jié)果如圖1所示。圖1中，橫向為距井筒的平面距離，縱向向上為底水錐進方向；以水脊主流線方向為軸，左右對稱顯示底水油藏距井筒不同位置的驅(qū)替速度和水驅(qū)倍數(shù)。

圖1 不同位置的驅(qū)替速度和水驅(qū)倍數(shù)

2 驅(qū)油效率時變特征研究

海相強底水砂巖驅(qū)油效率時變主要由于儲層中黏土礦物成分變化導致潤濕性變化[11-13]。采用一維非穩(wěn)態(tài)相滲手段直接研究殘余油飽和度和驅(qū)油效率，驅(qū)替速度為1.0 mL/min，設立三組平行實驗，每組實驗黏土質(zhì)量分數(shù)分別為0、8%、15%，持續(xù)驅(qū)替1 000、2 000 PV達到高倍數(shù)水驅(qū)標準，分析不同水驅(qū)倍數(shù)下驅(qū)油效率和殘余油飽和度的變化，結(jié)果見圖2。從圖2可以看出，黏土質(zhì)量分數(shù)為0的巖心驅(qū)油效率隨著水驅(qū)倍數(shù)增加而增加，驅(qū)油效率上升速度由快變慢；前100 PV為快速上升期，驅(qū)油效率快速上升至54.1%；100～700 PV為驅(qū)油效率緩慢上升期，驅(qū)油效率上升至61.5%，上升幅度為7.4%；當水驅(qū)倍數(shù)從700 PV增加至2 000 PV時，驅(qū)油效率上升至63.9%；殘余油飽和度隨水驅(qū)倍數(shù)增加而降低，100～700 PV為殘余油飽和度緩慢降低階段，降低幅度為5.4%；當水驅(qū)倍數(shù)從700 PV增加至2 000 PV時，殘余油飽和度降低至27.1%；高倍數(shù)水驅(qū)2 000 PV與低倍數(shù)水驅(qū)30 PV相比，驅(qū)油效率提高16.4%。結(jié)果表明，在高倍數(shù)水驅(qū)條件下，隨著水驅(qū)倍數(shù)的增加，驅(qū)油效率增加，長期水驅(qū)可以提高油藏的驅(qū)油效率；在同一黏土質(zhì)量分數(shù)下，隨著水驅(qū)倍數(shù)增加，驅(qū)油效率逐漸增大，殘余油飽和度降低。

圖2 不同黏土質(zhì)量分數(shù)下巖心高倍數(shù)驅(qū)替后驅(qū)油效率和殘余油飽和度的變化

3 大排量生產(chǎn)波及特征研究

以現(xiàn)有的底水油藏水平井開發(fā)三維模型為基礎[14-15]，該模型用于模擬某油田底水油藏FOURD中一口水平井開發(fā)。為了更真實地模擬真實油藏，根據(jù)幾何相似、井型相同、層序韻律相同、流體黏度相同的原則，設計了該大尺度可視化三維模型，通過觀察不同時刻水淹情況，分析不同時刻波及系數(shù)變化規(guī)律。

3.1 室內(nèi)實驗設計

底水油藏水平井三維可視化模型由壓力傳感器、地層水中間容器、壓力傳感器、恒速驅(qū)替泵、量筒、管線、平板模型和計算機組成，其構(gòu)造圖如圖3所示。其中，平板模型左右兩側(cè)各有一個恒速驅(qū)替泵向平板模型底部注入地層水以模擬底水；平板模型由5面鋼板和1面有機玻璃組成，尺寸為100 cm×30 cm×20 cm，平板中間為砂巖或充填石英砂層，平板上部有一口模擬水平井，可透過平板模型前邊觀察底水脊進情況；平板模型邊部配有高精度壓力采集傳感系統(tǒng)與計算機直接相連，將壓力數(shù)據(jù)傳輸至計算機，水平井產(chǎn)液由量筒計量。實驗用恒速驅(qū)替泵與3根不銹鋼管相連，經(jīng)過射孔處理的鐵管插入平板模型中并安裝作為供水管線，采用雙恒速驅(qū)替泵向供水管線供水模擬底水，其示意圖如圖4所示。

圖3 底水油藏水平井三維可視化模型構(gòu)造圖

圖4 底水油藏水平井開發(fā)模擬示意圖

3.2 實驗操作流程及基本參數(shù)

實驗考慮的相似準則[16-17]包括幾何相似、壓力相似、物性相似、生產(chǎn)動態(tài)和井筒摩阻相似。按照相似準則數(shù)計算一系列實驗參數(shù)，以達到更真實地模擬底水油藏水平井開發(fā)動態(tài)的目標，最終實驗基本參數(shù)見表2。

表1 實驗基本參數(shù)

根據(jù)油藏實際生產(chǎn)動態(tài)折算得到恒速泵驅(qū)替速度為2 mL/min，驅(qū)替時間為4 d。最終該實驗平板模型規(guī)格為1.0 m×0.4 m×0.4 m，其質(zhì)量為112 kg，基本符合相似準則，能夠很好地模擬FOURD真實油藏一口水平井開發(fā)過程。實驗操作流程：（1）平板模型中充填80目石英砂，測試氣測滲透率約為2 500×10-3μm2；（2）膠皮墊涂膠密封并加上蓋層輕擰螺絲，待密封用膠干后上緊螺絲；（3）根據(jù)油田數(shù)據(jù)配置模擬地層水，其中加入黑墨水用于標記追蹤底水；（4）配置黏度為5.3 mPa·s的模擬油，加入蘇丹紅進行標記；（5）對模型進行飽和油處理；（6）打開兩臺恒速驅(qū)替泵開始實驗；（7）記錄壓力和產(chǎn)量數(shù)據(jù)。

3.3 實驗結(jié)果及分析

當?shù)姿筒匾运骄_發(fā)時，波及系數(shù)在生產(chǎn)前期上升迅速，在水平井開發(fā)底水油藏后期，含水率上升速度較為緩慢，波及系數(shù)上升速度較小。對實驗中的底水油藏以水平井開發(fā)時，高倍數(shù)注水對波及系數(shù)影響較小，因此通過高倍數(shù)注水大幅度提升波及系數(shù)有一定難度。當?shù)姿筒睾蕿?～20%時，波及系數(shù)增加速度最快；當?shù)姿筒睾蕿?0%～60%時，波及系數(shù)仍然增加較快，但是增長速度明顯小于前一階段；當?shù)姿筒睾食^70%，而注入倍數(shù)超過1.5倍后，底水油藏波及系數(shù)增加緩慢，最終注入孔隙在6 PV時底水油藏的波及范圍保持在80%左右。底水油藏水脊變化如圖5所示。

圖5 底水油藏水脊變化

4 高倍數(shù)水驅(qū)極限挖潛策略指導

針對已經(jīng)被水驅(qū)前緣控制的動用區(qū)域，目前高水驅(qū)倍數(shù)剩余油調(diào)整方案是再加大排量的提液方式。根據(jù)TWOB和FOURD油藏的剩余油分布，早期井網(wǎng)部署井距為300 m，中期在油藏兩翼加密2口短水平井，后期在開發(fā)井間加密短水平井，并適時斜向穿插短水平井，提出“一長一短”和“橫斜穿插”的后期挖潛模式，如圖6所示。

圖6 “一長一短”和“橫斜穿插”的后期挖潛模式

5 實例分析

某油田FOURD油藏為強底水油藏，水體能量充足，早期依靠大排量生產(chǎn)模式進行開采。通過綜合地質(zhì)研究和動態(tài)分析，采取插值調(diào)用不同相滲進行高倍水驅(qū)后油藏數(shù)值模擬。認識到聚集剩余油以蔟狀分散在生產(chǎn)井周圍，通過加密井提高波及系數(shù)的方式可以將剩余油開發(fā)出來，根據(jù)實際礦場分析，波及系數(shù)提高11.1%，標定采收率提高4.5%。

油藏模型中考慮在生產(chǎn)20年時間點調(diào)用高倍水驅(qū)相滲，模型計算的驅(qū)油效率發(fā)生變化。實際南區(qū)因為水洗程度較強，觀察提液前后水淹區(qū)和全區(qū)采出程度，結(jié)果見圖7和圖8。從圖7和圖8可以看出，隨著提高老井產(chǎn)液量100%進而提高水洗強度，生產(chǎn)后期驅(qū)油效率持續(xù)上升了4.0%，采出程度持續(xù)上升了2.9%。

圖7 FOURD層南區(qū)圖

圖8 南區(qū)提液前后水淹區(qū)驅(qū)油效率和采出程度對比結(jié)果

針對沒有被水驅(qū)前緣波及到的北區(qū)區(qū)域，考慮在20年左右通過調(diào)用高倍水驅(qū)相滲，驅(qū)油效率發(fā)生變化，北區(qū)仍聚集剩余油，研究了增加1口或2口水平井波及情況對全區(qū)采出程度的影響。圖9為FOURD層北區(qū)方案圖，圖10為北區(qū)加密前后波及系數(shù)和采出程度對比結(jié)果。

圖9 FOURD層北區(qū)方案圖

從圖9和圖10可以看出，北區(qū)加密1口井（X1A）或兩口井（X1A、X1E）的采出程度基本相同，相較于不加密情況波及系數(shù)可以提高10.0%；在已有加密井基礎上再增加水平井加密數(shù)量，波及系數(shù)和采出程度提高幅度不大。因此，采用北區(qū)僅加密1口井的方案，全區(qū)采出程度達到69.7%。

圖10 北區(qū)加密前后波及系數(shù)和采出程度對比結(jié)果

6 結(jié)論

（1）從驅(qū)油效率方面總結(jié)了驅(qū)替規(guī)律，形成了高倍數(shù)驅(qū)替影響因素的半定量表征圖版。高倍數(shù)驅(qū)替后，由于儲層中黏土減少導致滲透率相對增大，驅(qū)油效率與常規(guī)驅(qū)替相比，提高約16.4%。

（2）當?shù)姿筒睾试?～20%時，波及系數(shù)增加速度最快；當?shù)姿筒睾试?0%～60%時，波及系數(shù)仍然有較快增加，但是增長速度明顯小于前一階段；到水驅(qū)后期，當含水率大于70%時，波及系數(shù)增加緩慢。

（3）通過綜合地質(zhì)研究和動態(tài)分析，針對已經(jīng)被水驅(qū)前緣控制的強動用區(qū)域，目前高水驅(qū)倍數(shù)剩余油調(diào)整方案主要是再加大排量的提液方式。