厚油层水驱开发效果及其影响因素分析

关云,曹仁义,徐锋,吕文贺,晋剑利

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;2.中国石油勘探开发研究院,北京100083)

0 引言

Z油田M区块为层状边水岩性-构造油藏,油层埋藏较浅,储层厚度在100.0～280.0 m,平均孔隙度20.8%,整体上渗透率在1 000X10-3μm2左右.该油藏划分为2个开发层系:上开发层系有3个砂体,相对均质;下开发层系包含2个砂体,厚度大,韵律明显,纵向非均质性强.此外,该油藏的流体性质差异也较大.在高速开发下,该油藏出现递减过快、压力下降快、纵向干扰严重等问题.这些问题的影响因素复杂,若不找出主控因素,就难以为下步调整提供理论依据及相应指导.

前人通过对影响厚油层水驱开发的因素研究认为,地层纵向非均质性对其开发有重要影响.一般看法是,正韵律油藏会较快地形成优势通道,导致注采无效循环[1-9].刘斌等[10]还通过实验证明了非均质油藏的平均渗透率对于其水驱采收率的影响较小.

关于厚油层的厚度,国内研究涉及的一般为2.0～69.4 m[11-16],而巴彦河套新区新盆地勘探发现的195.0 m大规模厚油层[17]则很少见.油层厚度很大时,可能会对开发造成影响,但对此国内鲜有研究.另外,油水黏度比作为影响黏性指进程度的参数,也对开发效果有较大影响[5,10].本文通过调研,抽提出影响厚油层水驱开发效果的因素,并设计了单因素和正交实验;将影响厚油层水驱开发效果的因素确定为油层厚度、地层韵律(简称韵律)、渗透率级差(简称级差)、油水黏度比等,这些因素也是该区实际生产开发中的变量;同时,通过建立数值模型研究了厚油层水驱开发特征,并评价了厚油层水驱开发效果对各影响因素的敏感性.

1 模型建立与实验设计

根据Z油田M区块的平均物性参数建立厚油层水驱理论模型.模型采用正方形五点法井网一注一采模式,井距为500 m,注入量恒定且注采平衡.平面上为25X25个网格,纵向上网格单位为1 m.模型孔隙度为20.8%,原始地层压力为12.8 MPa,模型设置的水平渗透率为1 000X10-3μm2,垂向渗透率为水平渗透率的0.1倍,注水速度设置为0.9 m3/(d.m).

该模型为均质模型.由于该区砂体发育厚度主要在20～140 m,故研究厚度影响时,在10～150 m厚度范围进行了7组实验.研究储层非均质性对水驱开发效果的影响时,需对模型进行微调.表征储层非均质性的参数有渗透率变异系数、渗透率突进系数和渗透率级差,三者与非均质强度正相关,即非均质性越强,3个参数对应的数值越大.整体来看,渗透率级差对非均质程度的表征更直观,与地层的韵律性结合度好,因此选用该参数来表征模型的非均质性,并根据统计资料确定了该区韵律地层的级差范围.油水黏度比选取的范围由现场实际原油黏度转化而来.

具体实验方案:1)油层厚度.均质模型,其他因素一定,通过改变纵向网格的数量来模拟10,25,50,75,100,125,150 m油层厚度.2)韵律和级差.非均质模型,其他因素一定,同时保证油层的平均渗透率不变,改变正(反)韵律的渗透率级差(3,6,9,12).以级差为3的正韵律地层为例.模型顶层平均水平渗透率为500X10-3μm2,底层为1 500X10-3μm2,中间层的平均水平渗透率按等差数列排列,地层平均渗透率仍为1 000X10-3μm2;级差为3的反韵律地层颠倒即可,依此类推.3)油水黏度比.均质模型,与厚度进行正交实验,改变各厚度模型中的油水黏度比(4,15,25).

2 模拟结果分析

根据实验方案进行数值模拟,模型均运行至含水率达到95%时停止.各组实验的对比指标主要体现在含水率随采出程度的变化曲线、主流剖面水驱前缘形态图及其无因次曲线,以及注入水体积波及系数等.其中,主流剖面无因次水驱前缘曲线是将前缘形态图的横向长度(油水井距离)和纵向长度(水淹厚度)进行无因次处理,消除厚度变化对观测的干扰,可以直观地比对水线运动规律.

2.1 油层厚度

研究油层厚度影响因素采用均质模型,其他参数不变.图1为不同油水黏度比、不同厚度油层主流剖面的水驱前缘形态.

图1 不同油水黏度比、不同厚度油层主流剖面水驱前缘形态

由图1可知,厚油层水驱开发时,注入水在纵向上存在严重的波及不均匀现象.油水密度差导致了层内的重力分异现象,大厚度油层这一问题更加突出,注入水向油井推进时受重力影响,逐渐向油层底部运移,在油层底部形成了优势通道,导致底部的含水饱和度远大于油层上部.

为精确描述油层厚度的影响,绘制油水黏度比为4条件下油井见水时的无因次水驱前缘曲线(见图2).

图2 不同厚度油层主流剖面无因次水驱前缘曲线

对比图2曲线发现:当油层厚度较小时,主流剖面上注入水易于洗到,水线推进相对均匀,无因次水驱前缘位置较靠上,油层剖面动用较好;当油层厚度较大时,注入水受纵向重力分异作用影响,向油层底部运移的趋势更明显,导致较厚油层的无因次水驱前缘要低于较薄油层,油层上部水洗程度更低.该现象存在一个明显的油层厚度界限——50 m.当油层厚度小于50 m时,油层厚度越大,导致水驱前缘越向下偏移,水流优势通道现象越加剧;当油层厚度大于50 m时,油层水驱前缘形态趋于一致,即使油层厚度继续增加,水驱前缘形态变化也不明显,说明油层厚度大于50 m后,其对水驱开发的影响不大,故厚度大于50 m的油层可采用同一套方案开发.经计算:底层见水时,10 m厚油层顶端前缘位置相对于底部滞后54.8%,25 m厚油层相对滞后66.7%,而50～150 m厚油层相对滞后在76.5%～84.3%;就顶端水驱前缘位置来看,150 m厚油层相对10 m厚油层要滞后65.4%.

油水运动是动力、阻力和重力共同作用的结果.对于本组实验,动力和阻力一定,主要变量就是重力及其作用范围.图3为不同厚度油层见水时的体积波及系数变化情况.图3也证明了油层厚度界限(50 m)的存在.10 m厚油层油井见水时体积波及系数为0.52,25 m厚油层为0.45,随着油层厚度增大,体积波及系数相应减小;但油层厚度大于50 m后体积波及系数变化幅度不大,基本持平.150 m厚油层对应的体积波及系数为0.35,相较于10 m厚油层的体积波及系数下降了32.8%,该下降幅度要小于油层顶部水驱前缘位置的滞后程度65.4%.其主要原因是,大厚度油层重力作用范围更大,注入水受重力影响,主要沿着中下部驱替,而对油层顶部的驱替效果相对差,不如小厚度油层水驱前缘均匀.

图3 体积波及系数随油层厚度变化情况

图4为不同厚度油层含水率随采出程度变化情况.由图可以看出,油层厚度对油井见水时机和无水采出程度影响较大,而对于油藏最终采出程度没太大影响.随油层厚度增大,无水采出程度依次降低.10 m厚油层无水采出程度可达28.3%,25 m厚油层无水采出程度为24.2%,50 m厚油层无水采出程度为20.9%;同样,油层厚度大于50 m的不同厚度油层的曲线较为接近,规律近似,150 m厚油层无水采出程度最小,仅为17.5%.随油层厚度增大,含水采收期要相对延长,开发效果相对更差.

图4 不同厚度油层含水率随采出程度变化情况

2.2 韵律与级差

研究韵律和级差时,选取厚度为100 m、油水黏度比为4的油层作为研究对象.

2.2.1 正韵律

正韵律油层底部发育高渗透带,注入水更容易进入油层底部,顶部油层为低渗透带,抑制了注入水的推进,从而进一步加重了厚油层水驱纵向波及的不均匀程度,导致底部油层注入水更快速突进,出现严重的低效、无效循环,顶部油层未被波及的剩余油体积更大.正韵律级差为3的地层体积波及系数为0.33,较相同厚度的均质地层下降8.5%;级差为6,9,12的地层体积波及系数分别为0.31,0.30,0.29.

图5为正韵律不同级差油层与等厚度均质油层含水率-采出程度曲线对比.

图5 正韵律不同级差油层与均质油层含水率-采出程度

由图5可知,正韵律显著降低了厚油层水驱开发效果,且正韵律的级差越大,油藏的水线推进不均匀程度越高,底层高渗层的水线推进越快,油井见水更早,影响了油藏的开发效果.级差为3,6,9,12条件下对应的无水采出程度依次降低,分别为14.3%,12.9%,12.5%,12.3%,相比于均质地层降低了4.9～6.7百分点,最终采出程度相比于均质地层分别下降了1.0,2.5,3.5,4.2百分点.可以发现,级差变化主要对无水采出程度影响较大,对最终采出程度的影响相对较小.此外,对于正韵律油层,仍存在一个级差界限,当级差大于6时,继续增大级差对于开发效果的影响就相对较小.

2.2.2 反韵律

反韵律油层顶部渗透率高,底部渗透率低,注入水进入地层后顶部吸水量大于底部,因此,反韵律改善了流体重力分异带来的注入水沿油层底部突进的纵向波及不均匀状况.图6为反韵律不同级差油层与等厚度均质油层的含水率及采出程度曲线对比.由图6可知,反韵律对于无水采出程度的影响较大,对最终采出程度的影响相对较小.级差为3,6,9,12条件下对应的无水采出程度比等厚度均质油层分别提高了9.5,14.5,13.3,12.9百分点.值得注意的是,与正韵律的规律不同,反韵律的级差同开发效果并非同步变化,而是存在一个最优级差.反韵律级差由3增大到6时,无水采出程度显著增强;随后继续增大级差,无水采出程度出现了小幅回落,但仍大于级差为3时.出现这种现象的原因可能是,级差为6时水线的推进更均匀,而级差为9和12时油层顶部层的渗透率过大,一定程度上使得顶部见水变早,略微影响了水驱效果.但总体来说,反韵律油层较大的级差对于开发有利.

图6 反韵律不同级差油层与均质油层含水率-采出程度

2.3 油水黏度比

在2.1中讨论了较低油水黏度比下的厚油层水驱规律,为研究黏度对厚油层水驱开发效果的影响,进行了油水黏度比为15,25两种条件下的数值模拟,同样采用均质模型,相应的水驱前缘曲线对比见图1.研究发现:较低油水黏度比(为4)时,任何厚度油层进行水驱,其无因次水驱前缘曲线均相对连续且平滑,基本未出现注入水沿底部油层"舌进"现象.当油水黏度比为15时,在重力分异和油水黏度比的共同作用下,厚度大于50 m的油层,其无因次水驱前缘曲线会在某处出现"拐点",之后则"舌进"现象严重,底部油层注入水提前突破,导致注入水在上下部油层之间分配的比例差距和渗流阻力差距较低油水黏度比时更大,而由于注入水黏性指进,油水过渡带范围增大,剩余油形状趋近于块状;油水黏度比为25时,该现象进一步加剧,油层厚度大于25 m即出现无因次水驱前缘曲线的"拐点",且"拐点"出现时的油层厚度界限变小,开采效率也进一步降低.

图7为100 m厚油层在3种油水黏度比下的含水率与采出程度曲线对比.由于高油水黏度比加剧了注入水沿底部突进,导致纵向波及更不均匀;因而,油井见水早,对应无水采出程度较低,且油井见水后,底层渗流阻力进一步降低,上下部吸水速度差进一步增大.随油水黏度比增加,曲线呈现明显的"上拱"趋势,即出现含水率上升较快而采出程度上升缓慢的现象.驱替结束时,油水黏度比为15,25的油层的采出程度较油水黏度比为4的油层分别下降了4.4,9.3百分点.

图7 不同油水黏度比下油层含水率及采出程度对比

此外,对油层厚度因素和油水黏度比因素进行了正交实验,以探究二者对于水驱开发效果的影响程度.表1为10,50,100,150 m 4种油层厚度与4,15,25等3种油水黏度比之间的正交实验结果.其中:采出程度指驱替结束时的最终采出程度;黏度影响程度是同一厚度下油水黏度比为15和25时采出程度相较于油水黏度比为4时的下降程度;厚度影响程度指同一油水黏度比下,油层厚度分别为50,100,150 m时采出程度相较于厚度为10 m时的下降程度.由表1可知:油层厚度对厚油层的采出程度有影响,表现在厚度大导致采出程度下降,但影响相对小,在本实验中的最大下降程度为11.4%;而油水黏度比对采出程度的影响要普遍大于油层厚度的影响,可使采出程度最大下降22.4%.

表1 油层厚度和油水黏度比影响程度对比

3 结论

1)基于Z油田M区块厚油层油藏数据,建立了理论注采模型,研究了油层厚度、韵律、级差、油水黏度比等因素对厚油层水驱开发效果的影响程度,认为韵律和级差对于开发的影响较大,油水黏度比次之,油层厚度影响相对小.

2)油层厚度越大,油水的重力分异作用就越明显.含水率相同的条件下,采出程度越低,注入水的体积波及系数越低;油层厚度的影响存在一个界限,即50 m,大于这一界限时,其对开发效果的作用不明显;油水黏度比增大,导致大于某一厚度的油层水驱前缘曲线出现"拐点",注入水沿油层底部"舌进",加剧注入水分布不均匀,油井提前见水,采出程度下降,且使出现无因次水驱前缘曲线"拐点"的油层厚度界限降低.

3)油层厚度一定时,韵律和级差对水驱开发效果有很大影响.反韵律油层的开发效果好于均质韵律油层,均质韵律油层好于正韵律油层.正韵律油层级差越大,水驱开发的效果越差,但级差大于6后,其对开发效果的影响变小;对于反韵律油层,整体来说增大级差有利于水驱开发,在级差为6的时候开发效果最好,继续增大级差,开发效果会小幅下降,这可能与顶部高渗层提前见水有关.