文昌油田驱油效率综合研究及应用

2017-12-17张乔良

石油地质与工程 2017年6期

关键词：采出程度文昌水驱

邓玄，张乔良，杨山，张鹏

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

文昌油田驱油效率综合研究及应用

邓玄，张乔良，杨山，张鹏

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

目前，文昌A油田主力油组采出程度远大于探井短岩心驱油效率，原采用短岩心确定的驱油效率与实际生产情况不相符。为重新认识驱油效率，开展了密闭取心长短岩心水驱油实验。研究表明，长岩心水驱油效率可达84%左右，与剩余油饱和度测井最高水驱程度、密闭取心最高水驱程度及动态相渗驱油效率接近，远高于短岩心驱油效率53%，与实际生产情况更为匹配。建议今后多开展长岩心水驱油实验以获取更为准确的驱油效率，对于未进行长岩心水驱油实验的油藏，可采用动态法计算相渗曲线及驱油效率进行近似表征。

文昌油田；密闭取心；驱油效率；水驱程度；长岩心驱替

1 研究背景

文昌A油田主力油组属于潮道、砂坪沉积的海相天然水驱砂岩油藏，物性好、产能高，为高孔、高渗储层，平均孔隙度为28.5%，平均渗透率为427×10–3μm2，且砂体分布广泛，水体能量充足，采用天然能量开发，以边水驱动为主。油田于2002年投产，经过11年天然水驱开发，目前采出程度已达58.2%，综合含水为87%，日产油仍高达680 m3。

通过剩余油饱和度测井、密闭取心及数值模拟综合分析认为，油藏仍存在较多的剩余油。采用水驱曲线法、数值模拟法预测的最终采收率可达70%左右，而原始探井短岩心驱油效率仅为53%，远低于预测采收率，与实际生产矛盾突出，驱油效率认识不清严重制约了油田高含水期剩余油精细挖潜。

2 驱油效率研究与新认识

2.1 长岩心驱油效率远高于短岩心，更加合理

传统的驱油效率通常是利用探井短岩心（2.5 cm×5 cm）采用恒压法进行水驱油相渗实验获取的。首先对岩心洗油、抽提烘干，模拟饱和地层水油驱水成藏过程，得到束缚水饱和度，然后进行水驱油实验，模拟开发过程，得到残余油饱和度，进而计算出驱油效率与油水相渗曲线。一般情况下，实验室驱替过水倍数约10～20倍即得到残余油，而矿场实际水驱倍数远高于实验室过水倍数。随着认识的不断深入，研究人员发现，随着过水倍数增大，水驱强度及水洗力度也随之增大，岩心驱油效率会明显提高[1–3]。此外，由于水驱油过程中端面存在一定回压，短岩心长度过短，且基本不存在非均质性，水驱油实验易造成水过早突破，水淹速度快，难以建立起有效驱替。受双重因素影响，短岩心驱油效率明显偏低，难以满足开发后期精细化研究需求。

油田经多年水驱开发，储层的孔喉结构、物性、润湿性等均已发生变化[4–7]。鉴于前期探井短岩心驱油效率与实际生产矛盾突出，为系统认识目前水驱程度、剩余油分布、驱油效率，为剩余油精细研究提供依据，2011年对文昌A油田主力油组A*井开展了长岩心、短岩心驱替实验。实验岩心为密闭取心，心长为25.6 m，收获率和密闭率均达到100%。

对于长岩心驱替，如果要采用1 m左右的天然岩心做驱替实验，从取心技术来讲是不可行的，目前国内外普遍采用常规短岩心按一定的排列方式拼成长岩心。为了消除岩石的末端效应，每块短岩心之间用滤纸连接。经加拿大Hycal公司Tomas等人论证，当岩心足够长时（1 m左右），通过在每块小岩心之间加滤纸的方法，可将末端效应降低到一定程度。每块岩心的排列顺序按下列调和平均方式排列，由式（1）调和平均法算出K¯值，然后将K¯值与所有岩心的渗透率进行对比，取渗透率与K¯最接近的那块岩心放在出口站第一位，再由剩余岩心求出K¯，依次类推便可得出岩心排列顺序。

式中： L为岩心的总长度，cm；K¯为岩心的调和平均渗透率，μm2；Li为第i块岩心的长度，cm；Ki为第i块岩心的渗透率，μm2。

按此方法，利用A*井所取短岩心组成84.86 cm的长岩心，长岩心调和平均渗透率为390.5×10–3μm2（见表1），并利用地层流体样品配制成溶解气油比为11 m3/m3的活油。在地层温度78.7 ℃和地层压力12.99 MPa条件下开展单管长岩心、短岩心水驱油实验，以更加准确地评价水驱油效率。

表1 单管长岩心排序

实验结果显示，单管长岩心水驱油效率为81%，而另外 9 块渗透率为 580×10–3μm2～2 480×10–3μm2的短岩心水驱油效率仅为 44%～51%，平均为47.5%，远低于长岩心驱油效率。通过对比长、短岩心水驱采出曲线可以看出（图1），长岩心无水采出程度约为47.3%，短岩心无水采出程度约为37%，比长岩心无水采出程度低10.3%。注入水突破后，短岩心难以建立起有效驱替，含水上升速度远高于长岩心。短岩心油水同采期采出程度贡献仅为 9.5%，而长岩心见水后油水同采阶段时间更长，相同采出程度下含水率明显低于短岩心，油水同采期采出程度贡献达到了33.7%。

与短岩心相比，长岩心见水后能建立起有效驱替，水洗能力更强，水驱油效率远大于短岩心。从实际生产来看，绝大部分油量均是油水同采期产出，可见长岩心水驱更加符合实际生产规律。结合动态认识，油藏目前实际采出程度已达58.2%，认为长岩心驱油效率更为合理。

2.2 多手段结合验证长岩心水驱油效率合理性

驱油效率对数值模拟剩余油研究影响非常大，为进一步落实长岩心驱油效率合理性，本文采取了密闭取心饱和度测试、剩余油饱和度测井、分形维动态相渗曲线3种方法综合印证驱油效率的合理性。

图1 长岩心和短岩心水驱采出曲线对比

（1）密闭取心饱和度测试。结合 A*井密闭取心资料，在室内对密闭心进行了饱和度测试，并对测试值进行了准确校正。首先，利用灰色关联分析方法对密闭取心饱和度测试流体损失的主因进行分析，同时采用蒸馏法、库仑法及测井分析方法综合评价剩余油饱和度分布规律。校正后的平均含油饱和度为37.9%，与测井解释的平均含油饱和度36.2%比较接近。

从密闭取心解释成果曲线来看，油层纵向上均已水淹，但高部位水淹程度比低部位轻，从上到下含油饱和度依次降低。此外，由于受到非均质性影响，油层底部物性较差的泥岩间薄细砂岩水洗程度低，动用相对较差。根据水驱程度计算公式，折算出目前油层纵向上水驱程度为 37.5%～83.3%。其中，油层底部1 367～1 372 m水淹最为严重，目前含水饱和度达90%左右，而原始束缚水饱和度约为40%，计算水驱程度高达83.3%，岩心明显呈白色，说明天然水驱比较彻底。基于密闭取心饱和度测试资料，说明真实的驱油效率大于等于 83.3%，与长岩心水驱油效率接近，远远大于短岩心效率。

（2）剩余油饱和度测井。剩余油饱和度测井技术能够直观地获取目前油层纵向上水淹程度，结合原始测井解释含油饱和度，可以计算出当前的水驱程度。历年来，对本油组进行了多井次剩余油测井取资料作业，从解释结果来看，剩余油分布规律与密闭取心具有较好的一致性，均是纵向上整体水淹，但底部水淹程度比油层顶部更为严重。

采用本油组4井次剩余油测井资料，计算出各井油层当前最大水驱程度为 72.9%～82.7%，其中，位于油层边部的A10井水淹最为严重。从解释结果来看，该井底部1 598 m～1 605 m处油层段平均含水饱和度为 89.2%，测井解释原始含水饱和度为37.5%，计算水驱程度达82.7%；从剩余油测井解释资料分析来看，当前水驱程度也是远远大于短岩心驱油效率，与长岩心驱油效率接近，进一步说明长岩心驱油效率较为合理。

（3）动态相渗曲线。该方法利用油井的实际生产数据，结合分形维理论计算出油水动态相渗曲线，综合反映地下复杂渗流，进而得到驱油效率。

在求解油水相对渗透率曲线时，先解出分形维，再分别计算油水的相对渗透率。本文结合文昌A油田主力油组实际生产数据，利用长岩心水驱油束缚水饱和度进行端点标定，然后应用分形维理论计算出油水动态相渗曲线（图2），折算驱油效率为80.5%。与长岩心水驱油效率及相渗曲线形态均比较接近，同样远大于短岩心水驱油效率，更加符合实际生产情况。采用分形维计算的动态相渗曲线，计算出理论的含水上升曲线与实际含水上升曲线趋势比较接近，说明分形维动态相渗曲线可以较好地表征油井含水上升规律（图2）。

图2 文昌A油田主力油组分形维动态相渗曲线及含水曲线对比

3 成果应用

3.1 推广应用情况

鉴于文昌A油田密闭取心在老油田剩余油挖潜及驱油效率研究中取得了新认识，在文昌B、文昌C油田开展了密闭取心，开展长、短岩心水驱油实验，重新落实驱油效率。从生产情况及实验结果看，各油田均具有一致的规律，即原始探井短岩心驱油效率偏低，与实际生产相矛盾；长岩心驱油效率远高于短岩心，与实际采出程度更匹配（表2）。

文昌B油田主力油组当前采出程度为63.7%，综合含水为89%，但原始探井短岩心驱油效率仅为57%，长岩心驱油效率达 83%左右，而剩余油测井最大水驱程度已达77%，密闭取心最大水驱程度已达81.2%，均与长岩心水驱油效率接近，更加符合实际生产。

文昌C油田主力油组当前采出程度为41.6%，综合含水为 88.5%，原始探井短岩心驱油效率仅为51%，目前正在开展长岩心水驱油实验，而剩余油测井最大水驱程度已达69%，密闭取心最大水驱程度已达73%，均远高于短岩心水驱油效率。