渤海S油田聚合物驱剩余油分布规律研究

2016-12-20王晓超王锦林李百莹华科良

特种油气藏 2016年3期

关键词：渗层直井质性

王晓超，沈思，王锦林，李百莹，华科良

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

渤海S油田聚合物驱剩余油分布规律研究

王晓超，沈思，王锦林，李百莹，华科良

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

渤海S油田聚合物驱取得了较好的效果，但因强非均质性等因素影响，仍存在大量剩余油。为进一步改善聚合物驱效果，提高采收率，在物理模拟实验基础上，运用数值模拟方法，研究了渤海S油田聚合物驱剩余油的分布规律。结果表明：纵向上，剩余油主要富集在中、低渗层，动用贡献率分别为29%～32%、1%～15%，纵向非均质性越强，低渗层动用程度越低；平面上，剩余油主要分布在低渗带、油井间及边角处，渗透率变异系数越大，低渗带动用程度越小，动用贡献率为12%～29%。此外，水平井与直井组合开发效果优于单纯直井开发，但布井位置和方向影响剩余油的分布。当水平井垂直于流线方向位于低渗带时，能够大范围动用低渗带剩余油，提高采出程度。研究成果在实际生产中得到验证，为油田聚合物驱后期挖潜提供了理论支持。

聚合物驱；剩余油分布规律；数值模拟；非均质性；井型；渤海S油田

0 引言

渤海S油田为渤海多层合采稠油油田，储层非均质性强，反九点井网开发，目前已经进入中高含水期，开发中存在的问题逐步暴露。该油田实施聚合物驱10余年，取得了良好效果[1]，但仍然存在大量的剩余油[2-4]。明确剩余油的所在位置、分布规律以及储量是油田开发后期综合调整、针对性挖潜的前提[5-6]。影响剩余油分布的因素复杂繁多[7-8]，其中，储层非均质性是主要因素之一[9-10]。基于物理模拟实验研究结果，结合数值模拟方法，对不同纵向(平面)非均质性、不同井型条件下聚合物驱后剩余油的分布规律开展了系列研究，为油田聚合物驱后的挖潜方向及后期综合调整提供理论支持。

1 研究方法

1.1 模型建立与拟合

在室内物理模拟实验研究基础上，采用CMG-STARS模拟器建立数值模型。纵向剖面模型尺寸为30.0 cm×4.5 cm×4.5 cm，网格划分为30×1×3；平面非均质模型以反九点井网的1/4单元为模拟对象，模型尺寸为30.0 cm×30.0 cm×4.5 cm，网格划分为30×30×1。模型平均渗透率为2 000×10-3μm2，原始含油饱和度为0.773，原油黏度为70 mPa·s，聚合物溶液浓度为1 750 mg/L，剪切后黏度为20 mPa·s。在此基础上，拟合不同的纵向剖面及平面物理模拟实验数据，得到了相渗曲线及聚合物物化参数(可及孔隙体积、吸附量、残余阻力系数等)。

1.2 聚合物驱剩余油分布规律研究方案

针对渤海S油田储层的地质特点和生产实际，设置不同的方案，研究纵向、平面非均质性及生产井型对聚合物驱剩余油分布规律的影响(表1)。根据现场条件，模型水驱至含水60%，注聚合物0.25倍孔隙体积，后续水驱至含水98%，模型计算终止。

表1 方案及模型设置

2 聚合物驱剩余油分布规律

2.1 纵向剩余油分布规律

纵向井组模型渗透率变异系数范围为0.2～0.9。变异系数越大，纵向非均质性越强，采出程度越低。在含水98%时，高、中、低渗层的平均剩余油饱和度分别为0.439 5、0.603 0、0.736 1，低渗层动用贡献率仅为1%～15%，中渗层动用贡献率为29%～32%。注聚合物后，大部分剩余油仍富集在中、低渗层(图1)。当渗透率变异系数小于0.6时，剩余油对纵向非均质性的敏感性较强，随着变异系数增大，高渗层剩余油动用程度增加，低渗层剩余油动用程度快速降低。当渗透率变异系数大于0.6时，剩余油饱和度变化幅度减小，低渗层剩余油动用程度小于6%。由此说明，当纵向非均质性极强时，单纯的聚合物驱对开发效果的改善程度有限，需配合其他措施共同提效。

图1 不同纵向非均性条件下聚合物驱含水98%时剩余油动用情况

2.2 平面剩余油分布规律

平面井组模型渗透率变异系数范围为0.17～0.90，平面非均质性越强，渗透率变异系数越大，采出程度越低。在含水98%时，高、中、低渗带的平均剩余油饱和度分别为0.458 0、0.428 8、0.621 0，平均动用贡献率分别为36.9%、42.6%、20.5%，即在平面非均质条件下开展聚合物驱，较好地改善了流度比。聚合物对高渗带起到了一定的封堵作用，使得中渗带剩余油大量动用，但低渗带剩余油动用程度相对较低。同时，随着渗透率变异系数的增大，低渗带剩余油动用程度逐渐变小(图2)。此外，从剩余油分布具体位置来看，反九点布井方式下，注采井间的主流线区域驱油效果良好，而油井间和边角处容易形成原油滞留区，剩余油相对富集。

图2 平面非均质聚合物驱含水98%时剩余油动用情况

2.3 不同井型开发剩余油分布规律认识

平面非均质条件下，采用水平井与直井组合开发，效果要优于单纯采用直井开发的模式，但水平井的布井位置、布井方向会影响剩余油的动用(表2)。

从布井位置来看，低渗带采用水平井开发时效果最优。由于水平井在油层中的穿行距离长，有效扩大了泄油面积[11-12]，在相同生产压差下，水平井相对直井产液能力更强，能够大范围动用直井开发时不能波及的低渗带剩余油，降低剩余油饱和度，低渗带剩余油动用程度可提高15.8%，整体提高采出程度可达6.99%。中、低渗带均采用水平井开发时效果次之，而仅中渗带采用水平井开发时，虽然能进一步降低中渗带剩余油饱和度，但大部分低渗带的剩余油仍然没有动用，整体上相比直井开发采出程度仅提高1.54%。

从布井方向看，相同布井位置下，水平井垂直于流线方向时开发效果较好。水平井平行于流线方向时，水平井位于低渗带仍可提高采出程度，而水平井位于中渗带或中、低渗带时，开发效果不及直井。

表2 不同井型模型聚合物驱至含水98%时采出程度及剩余油分布

3 矿场验证

3.1 纵向剩余油分布

注聚合物区块的调整井资料显示，纵向上渗透率相对较高的Iu、Id油层组区域驱油效率最高，剩余油动用程度也较高，II油层组渗透率较低，驱油效率与剩余油动用程度相对较低，因此，剩余油相对富集，纵向主要分布在该油层组，与研究所得认识基本一致(图3)。

图3 调整井K13井饱和度测井资料

3.2 平面剩余油分布

为得到更好的开发效果，渤海S油田注聚合物区块逐步进行了井网加密调整。可以看出，调整井在油井排和边角地带产量较高，在注采井之间产量相对较低(表3)，与研究所得认识基本一致。

表3 不同油藏位置调整井初期产能对比

3.3 水平井调整

渤海S油田为受断层控制的半背斜构造，注聚合物主体区位于油藏构造高部位，储层发育，物性较好，油藏边部物性相对较差，渗透率较低。边部原有生产井32口，平均日产油为1 733.2 m3/d，平均含水率为76.2%。自2013年起，在边部区域陆续部署10口水平调整井，布井方向均垂直于流线方向，投产初期平均单井日产油为63.5 m3/d，是区块直井平均日产油的1.3倍。目前，10口水平井日产油为453.5 m3/d，占边部区块日产油的20.7%。水平井调整后，显著改善了边部区块的开发效果，采油速度由1.5%提高至1.9%。

4 剩余油挖潜分析

在聚合物驱剩余油分布规律认识的基础上，结合渤海S油田实际情况，分析了剩余油挖潜策略。

纵向上，主要通过深部调剖措施来改善吸水剖面。根据研究结果，当纵向非均质性严重(渗透率变异系数大于0.6)时，可采用分层注入、分层系开发方式调整层间矛盾，提高低渗层动用程度。渤海S油田储层厚度大，层数多，纵向非均质性强，层间干扰严重，其相邻的2个井区(A区和B区)因开发方式不同，效果有所差异。A区实施分层注聚合物，注聚合物前含水率为70.0%，注聚合物后平均单井日产油提高37.4 m3/d，含水率为68.8%，降水增油效果显著。B区实施笼统注聚合物，注聚合物前含水率为75.0%，注聚合物后平均单井日产油提高16.5 m3/d，含水率为77.5%，聚合物驱效果不及A区突出。2014年，B区进行细分层系开发试验，纵向上由原来的1套层系合采逐步调整为2套层系分采，区块日产油由1 871.8 m3/d逐渐增至目前的2 272.3 m3/d，含水降至72.4%，有效挖掘了聚合物驱井组的生产潜力。

平面上，主要采用井网加密及水平井调整方式来挖潜剩余油。渤海S油田初期为稀井网(反九点)大井距(350 m)开发，加密调整空间较大。2010年至今，已逐步加密生产井55口，形成井距175 m、排距350 m的行列井网。通过完善注采关系，强化开采井间滞留区，油田日产油增加3 140.6 m3/d，采油速度由1.4%提高至2.6%，充分动用了剩余油。此外，为提高聚合物驱效果，在低渗带等剩余油富集区采用水平井生产，较定向井更能有效抑制高含水形成，更大范围动用储层。渤海S油田目前共有水平调整井17口，比采油指数为同期相邻定向调整井的2.8～6.2倍，调整措施有效挖掘了油田潜力，促进了聚合物驱生产效果。