大庆外围低渗透裂缝性油层剩余油预测方法

2019-11-02罗立娟李照永

复杂油气藏 2019年3期

曹洪，罗立娟，李照永，袁娜

(1.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712；2.中国石油大庆油田有限责任公司第十采油厂，黑龙江大庆 166405)

大庆外围油田扶杨油层经过长时间的注水开发，综合含水率高达80%以上，已进入中高含水开发阶段，开采难度越来越大[1]。受裂缝和储层非均质的影响，剩余油分布十分复杂，措施和挖潜难度大[2-4]。因此需要开展油层剩余油预测方法研究，深化开发后期剩余油分布特征认识。

目前，剩余油描述方法主要以油藏数值模拟和动静综合分析为主[5]。油藏数值模拟法是现阶段剩余油定量描述的主要方法，通过多学科精细油藏描述建立三维地质模型，结合油田实际生产数据开展油藏数值模拟，从而定量评价剩余油[6]。该方法应用中运算量较大,工作周期长，无法满足油田级别或大区块级别的剩余储量评价，同时不能按照剩余油成因类型劈分剩余储量，难以准确揭示油田开发中面临的主要矛盾。动静综合分析法应用静态精细地质描述成果、产液吸水测试与生产动态资料，人机交互描述剩余油分布，能够按照剩余油成因类型劈分计算剩余储量，但是工作中存在人工分析工作量大、工作效率低的问题。因此，需要开展油层剩余油快速计算方法研究，全面评价剩余储量潜力，为油田精细挖潜和规划部署提供基础。

1 扶杨油层地质特征

大庆外围扶杨油层属于松辽盆地大规模凹陷前期沉积的一套地层，为下白垩统泉头组三、四段沉积地层。储层受成岩作用影响，油藏埋藏深度增加，物性逐渐变差[7]。朝阳沟、尚家和榆树林的部分地区埋藏深度较浅(800～1 400 m)，孔隙度为12.0%～16.0%，渗透率(0.84～4.0)×10-3μm-2；肇州、肇源和葡南的部分地区埋藏深度较深(1 400～2 200 m)，孔隙度为10.0%～12.0%，渗透率(0.38～0.84)×10-3μm-2。结合大庆外围油田岩心实测数据分析，在低渗透多孔介质中，压力梯度要高于启动压力梯度时，流体才能克服渗流阻力而发生流动[8-9]，见图1。

图1 大庆外围油田启动压力与渗透率关系曲线

图2 东部扶杨油层裂缝方位玫瑰花图

此外，扶杨油层沉积后主要发生了青山口组沉积末期、嫩江组末期、依安组沉积末期三次大的构造运动[10]，不同时期的构造运动可以形成不同方向的构造裂缝。采用电成像测井、电导率异常检测等技术分析，扶杨油层以近东西向裂缝为主[11]，见图2。

2 细化扶杨油层剩余油类型

针对扶杨油层地质特点，在原有8种剩余油类型基础上，新增两种类型剩余油：平面干扰Ⅱ型和井网控制不住Ⅱ型(见表1)。

表1 扶杨油层主要剩余油类型及成因

平面干扰Ⅱ型剩余油是指天然裂缝发育区块，当井排方向与裂缝方向存在一定夹角时，裂缝方向油井含水上升快，垂直裂缝方向的油井无法有效动用，从而形成剩余油[12](见图3)。井网控制不住Ⅱ型剩余油是指井网能够钻遇砂体，但注采井距大于有效驱动距离，导致无法建立有效驱动而形成的剩余油(见图4)。

图3 平面干扰Ⅱ型剩余油成因

图4 井网控制不住Ⅱ型剩余油

3 建立扶杨油层基于裂缝与非达西的油藏工程方法

针对低渗透扶杨油层存在裂缝和启动压力的地质特点，建立基于裂缝与非达西的油水两相渗流模型，结合油田实际建立不同井网形式与渗透率级别的渗流模板。

3.1 建立基于裂缝与非达西的油水两相渗流模型

3.1.1 建立裂缝性油层等效介质模型

低渗透裂缝性油层可以简化成发育裂缝的裂缝区域和不发育裂缝的基质区域，a为某断面裂缝长度，b为某断面基质长度，bd为油层厚度(见图5)。应用等效连续介质理论，将低渗透裂缝性油层转化为渗透率各向异性的连续介质油层[13]。

图5 裂缝性油层简化模型

为建立裂缝发育油层等效介质模型，首先引入裂缝的线连续性系数Cl，即：

(1)

式中：∑a为油层中某一断面内任一直线上裂缝面各段长度之和；∑b为油层中某断面内任一直线上完整岩石各段长度之和；Cl数值在0～1之间变化，Cl愈大说明裂缝连续性愈好，当Cl=1时，裂缝为贯通裂缝。

利用基质渗透率、裂缝渗透率和裂缝线密度等参数，将裂缝性油层简化成x、y两个方向渗透率的各向异性的等效介质油层。

Kx=Km+(ClKt-Km)Cdbf

(2)

(3)

式中：Kt为裂缝渗透率，μm2；Km为基质渗透率，μm2；bf为裂缝开度，μm；Cd为裂缝的线密度，1/m。

3.1.2 建立等效连续介质各向同性模型

天然裂缝性油层x方向渗透率为Kx，y方向渗透率Ky。对于各向异性储层(Kx>Ky)，通过坐标转换可以将天然裂缝性油层转化为等效各向同性油层。以五点法井网为例，首先将原大地坐标系转换为以平行和垂直于裂缝方向为主轴的坐标系。x、y表示在天然裂缝性油层坐标系中某井的横纵坐标，x′、y′表示在各向异性油层坐标系中某井的横纵坐标，x、y表示在各向同性油层坐标系中某井的横纵坐标。通过渗流速度与渗流距离关系的求解，获得各向异性油层转换为各向同性油层时某井的坐标[14](见图6)，坐标转换公式即：

(4)

图6 天然裂缝性油层向等效各向同性油层转换图

3.2 非达西油水两相渗流方程的建立

依据达西定律，对应于两相流的情况[15-16]，在线性驱替过程中压力降是恒定的，假设油水两相的压力梯度相等，则在t时的总流量可表示为：

(5)

其中：

(6)

式中:λr为总的相对流动度，Pa-1·s-1；qt为总注入速度，m3/s；Kro为油相相对渗透率，小数；Krw为水相相对渗透率，小数；μw为地层水黏度，Pa·s；Kb为有效渗透率，μm2。

在等效各向同性油层基础上，引入油水两相启动压力梯度参数，建立基于裂缝及非达西的油水两相渗流方程：

(7)

式中：qo为油相的流速，m3/s；qw为水相的流速，m3/s；Kro油相相对渗透率，小数；Krw为水相相对渗透率，小数；μw为地层水黏度，Pa·s；pi为注入端注入压力，Pa；pp为采出端采油压力，Pa；L为注采井井距，m；Go为油相的启动压力梯度，MPa/m；Gw为水相的启动压梯度，MPa/m。

3.3 建立油水两相渗流模板

在流管法的基础上，假定单元井网注采井间的的驱替过程都是非混相驱替过程，采用多孔介质中均质流体稳定渗流时的流线表示单元井网的流线。利用流线模型划分相应注采井网间的流管，以五点法和反九点法井网为例流线分布(见图7)。在建立流管模型模拟井网注水井间单元渗流模型时，在划分好流管的基础上，将单根流管分成n个体积相等的格(见图8)。

图7 五点法和反九点法井网流线分布

图8 单根流管划分示意

通过建立注采井间的流管模型以及单根流管的网格划分模型，将原本注采井间的二维混相驱替过程进行相应的简化处理。

注采井间混相驱替过程转化为沿一根根流管的一维驱替过程，即沿单根流管的驱替前缘不断移动直至第n格水窜的过程。

3.3.1 单管含水饱和度So和含水率fw的求解

根据单管前缘推进方程，某一时间t时某饱和度Sw的位置：

VpSw=VpTQifw′

(8)

式中：Qi为注入流管的流体的孔隙体积倍数；VpSw为对应某含水饱和度Sw所在位置对应的流管体积，m3；VpT为流管的孔隙体积，m3；fw′为对应于某一含水饱和度时的含水率导数。

当Qi固定时，可求得每一个Vp(0≤Vp≤VpT)位置上的含水饱和度，从而建立流管饱和度剖面。

发生水窜前，假设注采平衡，注入体积等于驱出油的体积。发生水窜后，根据前缘推进方程可以获得某一确定注入体积倍数Qi任意位置ξ处对应的含水率导数值，对整根流管体积范围内进行积分计算，求解出流管对应于某一确定注入体积倍数时的含水饱和度值Sw。对应求出发生水窜前与发生水窜后的含水饱和度值后，可根据含水饱和度与含水率的关系求解出对应于某一确定注入体积倍数时的流管的含水率值fw[16]。发生水窜前，对应于注入端的某一确定的注入体积倍数时，采出端采出为纯油相，流管的整体含水率为0，发生水窜后可以根据上述方法获得水窜后的含水率值。

3.3.2 单管视平均黏度的求解

对于两相流情况，不同注入体积倍数下渗流阻力是不同的，可以用平均视黏度来表示。在线性驱替系统中，从前沿推进方程可得发生水窜前视平均黏度的表示为：

(9)

发生水窜之后的视平均黏度表示为：

(10)

3.3.3单管总流量与时间关系求解

用流管法计算线性驱替时，总流量与累计注入体积倍数有如下关系：

(11)

令tn和tn+1分别代表两个连续时间，并假设qt可用(qtn+qtn+1)/2逼近表示，可以得到

(12)

如果n=0，那么tn=0且Qi=0。在此情况下，可用下式估算t1。

(13)

式中，qt0是油藏原始状态下油的流量。

进行多管综合时，将相同注入时间下各流管结果综合，得到起终点都是相同的注采井间各流管汇集在一起的总动态。综合求解步骤为：用单相流确定流线及流管分布；对每个流管给定一累计注入倍数Qi，计算各流管对应的饱和度分布和平均视黏度分布；计算流管中的总流量；计算相应的时间值；将相等时间值下各流管结果汇总，得到总流动动态。

3.4 建立扶杨油层不同物性条件和井网形式的渗流模板

根据大庆外围油田实际开发井网及渗透率级别和天然裂缝的发育情况，建立了不同渗透率级别和井网形式的渗流模板。另外，根据扶杨油层已经获得的启动压力梯度与渗透率关系曲线，可计算出启动压力梯度与渗透率的关系式。因此，基于流管法计算注入体积倍数与饱和度分布、含水率变化规律，建立时间与注入体积倍数关系，依据渗流模板结果，实现了含油饱和度与含水率的快速求解。例如渗透率级别为(10～20)×10-3μm-2，裂缝夹角22.5°时，建立了反九点与线性井网条件下的渗流模板(见图9)。

图9 不同井网条件下渗透率及裂缝渗流模板

4 应用举例

在扶杨油层基于裂缝与非达西的油藏工程方法的基础上，编制完成了基于裂缝与非达西两个计算模块，可以快速计算各种类型剩余储量潜力，及时搞清剩余油分布规律及主要剩余油类型，揭示油田的开发矛盾。

C55区块位于朝阳沟油田的轴部，空气渗透率12.7×10-3μm2，有效孔隙度16. 0%，地层原油黏度11.8 mPa·s。天然裂缝发育，裂缝主要发育方向为近东西向，即NE85°，裂缝渗透率1 500×10-3μm2，裂缝线密度0.065条/m，裂缝宽度0.9 mm，裂缝连续性系数0.9。1992年5月投入开发，初期采用300 m×300 m反九点面积井网布井，井排方向相对裂缝方向错开22.5°，平均单井日产油4.86 t。1999年采用“3，2，1”方式加密，加密后井网为223 m×134 m。目前共有油水井186口，其中油井124口，生产油井88口，平均单井日产油0.64 t，年产油2.05×104t，综合含水59.86%；注水井62口，生产水井57口，平均单井日注水12 m3，年注水19.28×104m3。原剩余油类型主要以层内和注采不完善型为主。通过剩余油定量计算，细化后剩余油是以注采不完善型和平面干扰Ⅱ型为主，占区块的62.9%。

S2区块空气渗透率1.02×10-3μm2，有效孔隙度12.3%，地层原油黏度3.6 mPa·s，启动压力梯度0.086 9 MPa/m。1998年9月投入开发，初期采用300 m×300 m反九点面积井网布井，平均单井日产油2.28 t，2002年开始局部加密。目前共有油水井157口，其中油井121口，生产油井89口，平均单井日产油0.56 t，年产油1.75×104t；注水井36口，生产水井26口，平均单井日注水5m3，年注水4.55×104m3，综合含水30.9%。由于储层致密，难以建立有效驱动，原剩余油类型主要以层内和注采不完善型主，细分后剩余油是以井网控制不住Ⅱ型和注采不完善型主，占区块的70.0%(见表2)。