中高渗油藏油层非均质性对剩余油分布的影响

王 曦

(中石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015)

胜利油田整装油田长期进行注水开发,已经进入特高含水阶段,储层非均质性对水驱效果的影响越来越明显。在水驱开发过程中,注水具有沿高渗方向优先推进的特点,从而导致驱替过程不均衡,造成注入水沿高渗方向形成低效循环,进而影响油藏整体的开发效果。因此,降低储层平面非均质性对水驱的影响,调整和重建各向均衡的水驱注采体系已成为当前油田开发调整的主导思路[1]。目前,国内外主要通过油藏物理模拟和数值模拟的方法来研究平面非均质性对剩余油分布规律的影响,物理模拟大多通过制作天然岩心或人造岩心模型,通过驱替试验研究非均质性对岩心渗流规律的影响,数值模拟主要从油藏的角度,应用物理模拟的成果,研究非均质对整个油藏的影响[2-3]。笔者根据S32油田当前渗透率分布及布井情况,制作不同渗透率级差的人造岩心模型,设计不同注入速度、不同渗透率级差的水驱试验,分析不同条件下平面非均质对驱油效率以及剩余油分布规律,为后期数值模拟提供重要的理论支持。

1 试验条件

1.1 试验模型

根据相似理论,把油田按一定比例缩小成平板模型,各生产指标根据相似准则的约束关系随之进行一定比例的缩放。通过对平板模型用某种生产方案进行开采,用较短的时间就可以完成实际油田需要几十年的开采过程,从而达到预测开发效果的目的[4-5]。

本次研究按照油田实际井组s32-1抽提出一注两采模型,一个采油井位于河道边部,另一个采油井位于河道中部,注采井距150 m(图1)。按照相似准则,制作了3组非均质人造岩心模型,具体模型参数如表1所示。

试验模型采用胶结模型,模型制作是至关重要的问题。首先根据配方将不同目数的石英砂按不同配比进行混砂,加入少量黏土和胶结剂压制成型,再经过高温烧结,获得胶结模型。模型可模拟多种类型的油藏,是否达到试验要求可以通过取样测试验证。在模型上布置了80对电极测点,试验过程中通过测定模型电阻值,监测模型内油水饱和度的变化。

图1 试验模型设计

表1 模型基本参数

1.2 试验条件

现场油水黏度比是30,按照相似准则,选用选择黏度为30.352 mPa·s的模拟油,密度为0.842 g/cm3。试验用水为3%标准盐水溶液,黏度为0.917 mPa·s,密度为1.018 3 g/cm3;试验温度为26℃。

1.3 试验装置

整个试验装置包括:注入系统,饱和度检测系统、采集系统、油水计量系统、数据分析软件等。驱替ISCO泵连接水容器与油容器,可以向模型饱和模拟地层水或者模拟油,并进行水驱试验模拟油藏开采过程。采出液经油水分异作用后,油在计量管中收集,并用照相机定时拍照,用专用软件得到精确的油量,消除了人工读数误差,水则直接用天平称量,拍照和天平计量都是受计算机控制自动采集。

2 试验方案及实施

2.1 试验方案

根据现场实际生产过程,本次试验注水方案:考虑不同含水阶段实施不同的注水速度,初始注水速度V,含水80%注水速度提高到2V,高渗带含水95%后3V,高渗带含水98%后5V,高、低渗带油井含水98%停注,具体初始速度如表2所示。

表2 试验注水方案

2.2 试验实施

首先对物理模型抽真空饱和水,然后饱和油,这步骤很关键,一是要保证建立好束缚水,二是保证饱和油在模型中的分布均匀,最后设置计算机控制参数进行水驱试验。具体实施过程如下:

(1)饱和水。将模型接入抽真空系统,用真空泵将模型抽真空,直到模型内压力接近-0.1 MPa,继续抽2 h,打开阀门,饱和水,直至不进水为止;然后用水驱替一段时间,真正完全饱和水为止。称重并记录。通过测量模型80对电极电阻率,确保模型充分饱和水。

(2)饱和油。用模拟油驱替模型,先将模型的上部一排井作为注入井,依次往下推,在注入驱替过程中要交替变换注入和生产井,直至模型不再出水,同时通过观察电阻值的监测分析模型内饱和油的分布是否均匀,调整进口、出口直至饱和完全,并检查80对电极电阻率测量是否正常,如有异常,检查线路连接以及测量设备。建好束缚水,计量驱出来的水体积即可得到饱和的油量。本次试验参数如表3所示。

表3 模型基础试验参数

(3)水驱试验。水驱试验时,设定不同的驱替速度,恒流速驱替。低渗井含水率达到98%时试验结束。试验过程中设置时间间隔采集电阻率、照片、天平读数,为后期的试验数据处理提供数据点,值得注意的是,在试验过程中要着重注意含水的变化以调整试验的流速等。

3 试验结果分析

3.1 相同渗透率级差、不同初始注水速度试验

图2、3为相同渗透率级差不同初始试验速度的试验结果对比。经分析得到以下认识:

(1)两次试验高渗井含水率上升规律一致,见水后含水率迅速上升到90%以上;初始速度0.25 mL/min试验低渗井含水率上升速度比初始速度0.77 mL/min试验快。

图2 含水率与注水倍数的关系曲线

图3 采收率与注水倍数关系

(2)初始速度0.77试验高渗井采收率:28.1%,低渗井采收率26.8%。初始速度0.25 mL/min试验高渗井采收率27.2%,低渗井采收率22.3%。速度降低,高渗井采收率下降0.9%;低渗井采收率下降4.5%,下降明显。

(3)提高驱替速度,高低渗井的最终采收率都增大,但最终采收率差距变小,说明随着驱替速度上升,低渗区域波及更充分。初始速度0.25 mL/min试验,高低渗井最终采收率相差4.9%,初始速度0.77 mL/min试验,高低渗井最终采收率相差只有2.7%。

3.2 不同渗透率级差、相同初始注水速度试验

图4、5为不同渗透率级差相同初始注水速度试验结果对比。经分析得到以下认识:

图4 含水率与注水倍数的关系曲线

图5 采收率与注水倍数关系

(1)渗透率级差10模型高渗井含水率上升速度比级差6模型高渗井快;渗透率级差10模型低渗井含水率上升比级差6模型低渗井慢。

(2)渗透率级差6模型高低渗井采收率相差不大,高渗井采收率 28.1%.低渗井 26.8%,相差1.3%。渗透率级差10模型高低渗井采收率相差大,高渗井采收率 49.8%.低渗井 11.7%,相差38.1%。

(3)渗透率级差越大,注入水越容易向高渗区域渗流,高渗区域波及越充分,低渗区域波及越不充分。高渗井渗透率级差10试验比渗透率级差6试验最终采收率提高21.7%,低渗井渗透率级差10试验比渗透率级差6试验最终采收率降低15.1%。

3.3 剩余油分布综合分析

图6是模型1～3试验结束时饱和度分布图,经过分析对比得出以下认识:

(1)从模型波及程度看,低渗透率级差的1,2号模型波及较充分,模型基本全面波及,波及系数大于0.98。高渗透率级差的3号模型高渗井控制区域波及充分,低渗井控制区域波及最不充分。

(2)低渗透率级差模型1和2相比,注水速度越高,模型驱替越充分,高渗条带驱替最充分,含水饱和度大于80%,中渗带含水饱和度大于50%,低渗带驱替效果最差,含水饱和度小于40%。

图6 模型1～3试验结束时饱和度分布图

(3)高渗透率级差模型3,高渗井控制区域波及最充分,高渗带和中渗带汗水饱和度达到80%以上,低渗井控制区域波及最不充分,左下角还有大片剩余油。

4 结 论

(1)相同渗透率级差时,注入速度降低,驱替能量降低,模型整体采收率降低,低渗带采油井采收率下降更明显。

(2)相同注入速度时,渗透率级差越大,高低渗带采油井采收率差距越大,高渗井控制区域更容易形成优势通道,波及更充分,采收率越高,低渗井控制区域波及面积小,采收率越低。

(3)综合对比渗透率级差和注入速度的影响,发现渗透率级差对采收率的影响更明显,在后期调整时要注意调整高渗带渗透率,使得注采更均衡。