高耗水层带有效调控试验研究

杨盛波

(中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院,山东 东营 257015)

胜利整装油田地质储量12.9×108t,占胜利油区地质储量的27.6%,年产油717×104t,在胜利油田中占比26.5%,累计产油4.7×108t,占胜利油田累计产油量的41.4%。整装油田在胜利油田中占有重要地位。目前,整装油田整体进入特高含水后期开发阶段,含水95.28%,采出程度36.4%。胜利油田特高含水后期,受非均质性影响,出现局部突变点,发育高耗水层带,影响油藏整体水驱效果,局部剩余油富集[1-3]。文献调研表明,罗马什金油田地质储量45×108t,含水96.1%,采出程度45.1%;大庆喇萨杏油田地质储量41.7×108t,采出程度高达53.4%。取心井表明,目前胜利整装油田含油饱和度在30%～50%之间的占比38.9%,采出程度36.4%,与国内外其他油田相比,具备进一步提高采收率的潜力和基础。目前,对高耗水层带的研究,还局限于无效水循环、高深条带及优势渗流通道等[4],对特高含水油藏高耗水层带的发育特征还不明确[5-7]。本次研究基于胜利整装油田地质特征,对影响高耗水层带的多个因素进行研究,并提出有效调控高耗水层带的对策措施,对指导特高含水期油田效益开发具有重要意义。

1 试验研究

1.1 高耗水层带影响因素研究

1.1.1 不同渗透率均质模型试验

试验条件下,建立不同渗透率的均质模型,试验表明,渗透率越高,岩心前缘见水时间越早,渗透率为500×10-3μm2时,注入0.4VP,前缘即可见水,前缘见水时,采出程度55.9%,岩心波及长度24 cm;渗透率为2 800×10-3μm2时,注入0.23VP,前缘即可见水,前缘见水时,采出程度42.1%,岩心波及长度4 cm(表1)。这是由于受到重力分异影响,均质模型渗透率越高,重力分异作用越明显,水易沿底部窜流,越容易形成高耗水层带。

表1 不同阶段高耗水层带发育状况汇总

1.1.2 韵律性影响试验

分别设计正韵律、反韵律物理模拟试验,研究层内均质条件下,韵律性对高耗水层带的影响。试验结果表明,注入相同的VP数,采出程度反韵律最高,均质模型次之,正韵律最低。这是由于正韵律模型,重力分异作用加剧了层内渗流差异,底部高渗韵律段高耗水,而上部中低渗段未被动用。反韵律模型,重力分异作用缓解了层内渗流差异,下部的中、低渗段也得到较好开发。

1.1.3 并联管试验

利用填砂管并联试验,模拟多层油藏笼统注采及高耗水带形成及调控效果,试验参数如表2所示。

表2 并联管试验参数

为进一步表征稳定注采的耗水程度,引入耗水强度,即每采出1 t油需要消耗的注入水t数。

试验表明,吸水比例的变化特征为三层中1、2号层是主力吸水层,3号层吸水比例很小。最高渗层1号吸水比例呈先升高后降低的特征(图1),转折点对应于整体含水95%时刻。研究表明,高低渗层渗流阻力比值与时间关系为非单调,造成高渗层吸水比例先上升后降低(图2)。这是因为注采井间渗流阻力是含水饱和度的函数,高、低层渗流阻力变化的,变化速度取决于含水饱和度变化快慢。过程推导如下:

据两相渗流理论,注采井间总渗流阻力为:

式中,R总为注采井间总渗流阻力;K为渗透率,10-3μm2;Krw为水相相对渗透率,10-3μm2;Kro为油相相对渗透率,10-3μm2;L为油水井间距离,cm;Xf为水突破距离,cm;μ0为油相黏度,mPa·s;μw为水相黏度,mPa·s;Swc为临界含水饱和度。

上式表明渗流阻力是含水饱和度函数,是变化的。由于含水饱和度是沿着位置X变化的,要准确求得注采井间的阻力,需要采用数值模拟方法,计算求得不同时刻饱和度在X空间内的定量分布,然后根据每个位置的饱和度计算油水相对渗透率值,代入上式,进行数值积分,求得注采井间阻力随时间的变化,高渗层和低渗层的渗流阻力比值变化规律(图2)。

图1 小层吸水比例

图2 数值模拟高低渗层渗流阻力之比变化

1.1.4 不同沉积相对高耗水层带影响

根据油田单元地质特征,建立相带控制的50 cm×50 cm×0.5 cm平板物理模型进行试验研究。

试验结果表明,注入1.2VP,整体含水95%,排状井网驱替试验结束,受井网及沉积相影响,废弃河道采出程度最高58.5%(表3)。

受井网和沉积特征影响,高耗水层带平面分布复杂,极端耗水层带发育在边滩和废弃河道。高耗水层带占比40%,极端耗水层带占比22%;从瞬时耗水量来看,边滩瞬时耗水量28.8,河道侧缘瞬时耗水量仅为13.3,边滩耗水量是河道侧缘的2.2倍(图3)。

(1)同一井排不同沉积相位置,含水、瞬时耗水量差异较大。中间排油井瞬时耗水量曲线如图4所示,3口井的瞬时耗水量之比为P8(边滩)∶P6(废弃河道)∶P9(河道侧缘)=3.4∶2.5∶1。受注采关系及沉积相综合影响,同一井排阶段末含水差异大,高渗区P8井含水最高94.5%(表4)。

表3 阶段末指标统计汇总

图3 不同相带瞬时耗水量对比

图4 同一井排油井瞬时耗水量曲线

表4 油井状况统计

(2)同一沉积相不同井排位置,瞬时耗水量差异较大。

受注采井间渗透率差异影响,阶段末瞬时耗水量不同,分别为42.8%(P13),25.1%(P7),18.5%(P8)。受注采关系及边界影响,边部的P13井含水最高97.7%。P13井注采受效的主要井室W7、W8两口,两口井与P13井都位于边滩位置,注采受效,P13井位于边界注采主流线位置,导致含水上升快,率先形成高耗水层带(图5、表5)。

图5 边滩油井瞬时耗水量曲线

表5 油井状况统计

2 高耗水层带有效调控

2.1 纵向调控研究

应用数值模拟方法,对封堵高耗水层带的时机进行优化,模拟条件为模拟小层数3、渗透率级差6.2、注入VP数为10。封堵时机越晚,采出程度越高,含水大于98%后封堵,采出程度增加幅度缓慢。不同含水期封堵高耗水层,换油率不同。随封堵高耗水层时含水升高,换油率先升高,后降低,含水90%时封堵高耗水层,换油率最高,但采出程度不高。综合比较采出程度与换油率,在含水98%时,封堵高耗水层为最佳时机(图6)。

图6 不同封堵方案对比

统计不同级差储层在高渗层含水率达到98%关层后的最终采出程度,发现级差越大,关闭高渗层采出程度提升幅度越大,级差为3时,提升幅度较小,为1.18,级差为25时,提升幅度较大,为10.23(表6)。级差较小时,不存在关层必要,因此级差为3是封堵高耗水层带的界限(图7)。

表6 不同渗透率级差模型的参数

图7 渗透率级差与采出程度曲线

2.2 平面调控研究

平面上,高耗水层带受不同沉积相带及注采井网形式的影响,通过井网转换,改变流线和驱替方向,对高耗水层带进行调控。转变井网形式后,改变压力梯度分布,抑制强驱,强化弱驱。

应用数值模拟方法,在正对行列井网驱替模拟试验结束后,设计3套调整方案(五点井网、抽稀井网、转45°井网),进行试验对比,调整后,含油饱和度平均下降4.3%,瞬时耗水量平均下降5.7%(表7)。改变井网形式,降低瞬时耗水量,驱替更加均衡。对比不同的井网形式可知,抽稀井网含水下降幅度较高,且含水率上升最慢,有效控制了含水上升,为最佳调整方案。

表7 不同井网形式阶段末试验结果对比

3 结 论

(1)高耗水层受储层韵律性、渗透率级差、沉积相带及注采井网等多因素影响。纵向上,正韵律加剧了高耗水层带的形成;反韵律缓解高耗水层带的形成,油藏动用更加均衡。并联管试验表明,高渗管、低渗透受渗流阻力的影响,吸水量呈现先增加后减低的变化趋势。平面上,受不同沉积相及注采关系的影响,边滩和废弃河道位置易形成高耗水层带。

(2)综合考虑油藏静态、动态因素影响,及油藏经济开发指标,高耗水层带形成后,多层油藏对高耗水层含水98%后,进行封堵,能够有效改善油藏开发效果,研究确定封堵的渗透率级差界限为3。平面上,高耗水层形成后,通过层系划分、井网调整,转变流线,耗水量降低超过5%,有效延长油藏经济寿命期。