提高水淹规律认识精度的新方法

2019-11-02李展峰王永平瞿朝朝王欣然陈善斌

复杂油气藏 2019年3期

李展峰,王永平,瞿朝朝,王欣然,陈善斌

(中海石油(中国)有限公司天津分公司天津 300452)

N油田位于渤海辽东湾海域，构造类型以层状构造油气藏为主。主要目的层位于东营组东二段，储层连通性较好。储层渗透率大于1 000×10-3μm2，孔隙度30%～36%，为高孔、高渗储层。地层原油黏度分布在210～460 mPa·s，为高黏原油。2007年该油田开始注水开发，由于油水流度比较大，含水上升较快，目前全油田已进入高含水期，开发难度逐年增加。

为研究该油田水淹规律，指导剩余油挖潜，提出绘制各小层水淹图，然而在水淹图绘制过程中，发现绘制结果与油田实际生产并不符合，水淹图绘制的水淹情况均较实际水淹情况偏低，主要原因为绘制中采用室内物理模拟得到含水率与注水倍数图版数据缺失[1-2]。

本文采用岩心级别精细数值模拟修正了含水率与注水倍数图版，并将修正后的图版应用于小层水淹图绘制，以指导油田剩余油挖潜。

1 水淹图绘制原理

水淹图是直观表达储层水淹规律的重要地质图件。其主要原理是依据吸水剖面、分层调配等测试资料，将注水井注水量垂向劈分到各小层，再依据注采井网将注水量平面劈分到各油井，并将注水量折算为注水倍数。然后应用室内物理模拟得到的含水率与注水倍数曲线图版来确定不同注水倍数下油井的水淹程度[3-4]。可见，含水率与注水倍数图版是利用水淹图认识油田水淹规律的核心，该图版的正确与否直接决定着水淹规律认识是否正确，影响着油田各项开发措施、方案的制定与实施。

2 室内物理模拟存在问题

研究水驱油田开发规律，指导水驱油田有效开发的关键参数主要通过室内物理模拟获取。通过对大量物理模拟水驱油实验结果统计，发现低黏原油的含水率与注水倍数关系图版实验数据齐全(见图1)，高黏原油的含水率与注水倍数关系图版中,低含水期的实验数据点存在缺失现象(见图2)。

图1 含水率与注水倍数物理模拟数据点齐全

图2 含水率与注水倍数物理模拟早、中期数据点缺失

渤海地区主要以稠油开发为主。以渤海地区某区域岩心水驱油获取的实验数据点为例，对51条实验数据点进行分类统计，发现实验数据点齐全的曲线仅占9.8%，且均为原油黏度低于50 mPa·s的常规原油。黏度高于50 mPa·s的高黏原油实验数据点均存在中、低含水期缺失问题(见表1、图3)。

表1 含水率与注水倍数关系图版实验结果统计

图3 含水率与注水倍数关系图版物理模拟结果统计

分析认为，造成这一现象的主要原因为：实验采用的岩心尺寸较小，常规原油水驱油过程中油水流度较小，可实现近似均匀驱替，岩心出口端可获取完整的实验数据点。高黏原油水驱油过程中油水流度较大，产生指进现象(见图4)，无法准确获取中、低含水期的实验数据[5-8]。

图4 指进现象模型

3 物理模拟结果修正

室内物理模拟实验得到的含水率与注水倍数关系图版数据点缺失影响油田水淹规律的分析[9]。通过开展岩心厘米级别的精细数值模拟研究，对室内岩心水驱油实验进行数值模拟，以获取水驱油过程中的完整数据点，提高水淹图绘制精度，有效指导水淹规律研究，为油田调整方案的制定提供可靠依据。

3.1 建立岩心厘米级别精细数值模拟模型

采用ECLIPSE100模拟器作为模拟计算软件，模拟水驱油过程，以解决物理模拟实验中、低含水期实验数据点缺失问题。

根据实验情况建立岩心级别机理模型。相渗、孔隙度、渗透率、模型尺寸均采用岩心数据(见表2)，PVT数据借助N油田实际数据，建立网格数量为19 220(20×31×31，长度为5.500 cm，直径为2.500 cm的岩心模型，注采方式为一注一采(见图5)。实验过程为恒速驱替，驱替速度为1mL/min，设置模型中注水井、采油井的控制条件分别为定注入量(60 mL/h)和定液生产(60 mL/h)。