辛11水驱断块层间轮转注采水动力学挖潜措施研究

2021-05-24李晓军黄爱先卢惠东

非常规油气 2021年2期

李晓军，杨维，黄爱先，卢惠东

(1.中石化胜利油田分公司东辛采油厂，山东东营 257000；2.中国石油大学(华东) 石油工程学院，山东青岛 266580)

0 引言

针对呈低采高含水特征的油田区块，目前矿场上主要对油井实施聚合物或微球调控、加密井网、堵水调剖等技术措施[1-5]，虽然在一定程度上减缓含水上升，但是成本较高，有效期普遍不长[6-10]，对地质情况依存度高，存在一定的风险。而水动力学提高采收率技术是通过不稳定注水、降压开采、改变油水井工作制度等方法[11-14]在地层中引起压力波动，从而起到降低含水，提高油藏采收率的作用。近年来，在水驱后期的老油田得到了初步应用，效果明显[15]，且成本较低[16]。但是对于层间和平面复合的水动力学挖潜技术研究相对较少。辛11断块区沙二3～6层系纵向上储层差异较大，渗透率级差为5，综合含水率高达93%，目前采出程度30.1%，产量递减速度加快。现以该层系的主力层为例，从分析剩余油分布规律出发，采用层间轮转注采深度挖潜技术，对处于富集区的剩余油进行挖掘。此技术为该区经济可采储量的提高做出了很大的贡献，同时也为该类水动力学技术提供借鉴。

1 辛11断块区地质开发概况

1.1 地质特点

辛11断块区位于东营穹窿构造与辛镇背斜构造交汇处，构造形态整体上南低北高。储层岩石以长石砂岩为主，胶结程度疏松-中等。该文研究目的层段为沙二段3～6砂层组，共27个小层，含油面积1.09 km2，油藏埋深1 800～2 260 m，以粉砂岩为主。平均孔隙度29%，平均渗透率565.1×10-3μm2，含油饱和度65%，纵向上储层物性存在差异，以中高渗透为主，渗透率级差5，原始地层压力20.63 MPa，饱和压力8.09 MPa，地饱压差12.54 MPa，为中孔高渗低饱和油藏。

1.2 开发概况

目标区从1966年投入开发，目前总油井数6口，开6口，投水井数6口，开4口，日产液水平273 m3/d，日产油水平19.2 t/d，平均动液面1 106 m，日注水平143 m3/d，月注采比0.52，采油速度0.24%，累计产油量56.2×104t，地质储量采出程度30.1%，如表1所示。

表1 辛11-46块沙二3～6层系开发生产现状Table 1 Development status of the layer system 3～6 of Sha 2 in Xin block 11-46

1.3 开发中的主要问题

1.3.1 储量动用不均衡

受储层物性、砂体展布状况及井网状况等因素影响，辛11单元纵向采出状况差异较大。纵向上储量动用不均衡，受各种条件限制，都不具备层系进一步细分或重组的潜力。但主力小层物质基础大，剩余可采储量多，潜力大，研究剩余油分布类型尤为重要。

1.3.2 注水舌进严重

从目标区目前开发状况来看，油井综合含水率高达93%，主力层井网损坏严重，潜力区能量供应方向单一，注水水窜严重，水驱波及范围受限，非主力层地层亏空大。为此进行层间轮转注采水动力学挖潜技术的开发调整，从而进一步提高水驱开发后期的采收率。

2 剩余油分布类型研究

2.1 模型建立及历史拟合

由于目标区油田已进入高含水阶段，相当数量的剩余油以不同规模、不同形式且不规则地分布于油藏中，这一阶段的油藏描述以剩余油研究为核心[17-27]。东辛油田属于多层砂岩断块油藏，构造较为复杂，历史拟合难度较大，因此三维模型建立需精细化。

2.1.1 辛11-46块地质模型

根据目标区地质研究成果和实际开发动态，三维油藏地质模型的建立精细到单砂体，使其能够代表实际油藏的主要特征。数值模拟使用了CMG软件。按砂体的级别分类能形成注采对应关系，储量较大的1类和2类砂体都建入地质模型，还有部分面积小、储量小或者建不起注采对应关系的砂体暂时未考虑。辛11-46块模型共计13个单砂体、11个含油小层。

本次模拟建立了可反映层内情况的二维模型以及可反映层间关系的三维模型，并通过储量拟合和生产拟合，对比研究模型拟合情况与实际开发情况。该模型平面网格步长为20 m×20 m，构造复杂区网格较密，构造简单区网格较稀。

2.1.2 开发动态历史拟合

1)储量拟合

向模型导入开发生产动态数据及油水相对渗透率等实验和测试数据，对模型储量进行拟合，模型各小层储量和实际储量基本一致，误差小于5%，精度高，满足数值模拟要求。

2)生产拟合

本次数值拟合精度较高，拟合误差小。目标区实际累产油41.7×104t，模型计算产油40.4×104t，误差-3.1%，如表2所示；各阶段含水变化趋势和实际生产变化趋势基本保持一致，如图1和图2所示。

表2 辛11-46块沙二3～6砂组生产拟合统计表Table 2 The production fitting statistics table of the sand group 3～6 of Sha 2 in Xin block 11-46

图1 目标区含水拟合曲线Fig.1 Water cut fitting curve in target zone

图2 目标区日产油拟合曲线Fig.2 Daily oil production fitting curve in target zone

2.2 剩余油分布类型

在精细地质研究的基础上，利用CMG软件建立了三维地质模型。根据数值模拟结果，将该区块剩余油分布归纳为以下几种类型。

2.2.1 油层顶部剩余油富集

从图3分析，边水沿油层底部向生产井一侧推进，从而油层顶部剩余油仍旧较高。生产井西70 m处剩余油从上到下分别为0.60，0.54，0.48，东为0.48，0.40，0.32。数据均说明，层内剩余油分布不均，且顶部高于底部。因此，对主力层及次主力层剩余油进行挖潜时，应集中在油层靠近顶部一侧。

图3 纵向上剩余油分布规律Fig.3 Vertical distribution of remaining oil

主力层受低部位边水推进的影响和“低注高采”的井网模式，目前高部位及断层一线处剩余油较高。

对于有边水的小层，以Es234层为例，平面上可分为3个区带，分别为边水带、边水侵入带、依靠弹性能量采出带。低部位边水带为一水体，同时两口注入井位于水体内，区块采用缘外注水补充地层能量；随着内部油井采出，地层压力下降，边水侵入油藏，形成边水侵入带，油藏含油饱和度不断降低，主要表现为靠近边水区域下降大，远一点区域下降相对来说较小，如图4所示，按离水体远近，分别为0.34和0.25；再向内靠近断层、位于油井和断层中间区域，由于采油井对边水阻挡作用，边水未侵入到该区域，该区域的油主要是受油井生产导致地层压力降低的影响，原油流向生产井，含油饱和度下降，但下降幅度较小，目前仍为0.62。

图4 Es234小层剩余油分布图Fig.4 Residual oil distribution map of Es234 layer

对于无边水的小层，以Es233层为例，其平面剩余油分布主要受低部位的两口注入井影响，其分布规律和Es234小层类似，注入水将油推进靠近断层一侧，因此在这一侧含油饱和度较高，为0.65，具体如图5所示。

图5 Es233小层剩余油分布图Fig.5 Residual oil distribution map of Es233 layer

2.2.3 非水驱主流线上剩余油富集

从油藏工程分析，注入水和边水一般沿着压降最大的方向前进，并且部分区域阻力较大，水很难波及到，这样就形成了主流线和非主流线或不在流线上的区域，并使得不同区域含油饱和度不一致。以Es256小层为例，如图6所示，在注采对应的主流线上，区域剩余油饱和度为0.27，而非主流线上为0.36，水驱难以波及的区域在0.60以上，平面上剩余油分布差异大。

图6 Es256小层剩余油分布图Fig.6 Residual oil distribution map of Es256 layer

综上所述，剩余油主要集中在主力层、次主力层高部位及靠近断层一线处，水驱难以波及，且注入水在前进过程中会形成主流线和非主流线或不在流线上的区域，这时非主流线上剩余油饱和度较高。就目前开发状况来看，井网损坏严重，主力层水窜严重，水驱范围受限。因此，采用层间轮转注采深度挖潜技术，注采井交替注采，迫使层内压力波动，促使水驱流线扰动，使注入水尽可能波及到上述剩余油富集区域。

3 层间轮转注采技术政策界限优化及机理分析

层间轮转注采水动力学技术是利用注采井在短周期内交替轮换注采，在尽量控制注采压差的同时，引导层内压力波动[6，11]，把地层中的剩余油驱向井筒，从而达到提高水驱开发效果的目的。在认识剩余油分布类型的基础上，从轮转方式、注采轮转周期、采液量及能量恢复时间4个方面进行政策界限优化，并对层间轮转注采前后的效果进行对比分析。

3.1 轮采轮注技术政策界限优化

3.1.1 轮转方式优化

采用WRF 3.5,选取非静力平衡动力框架,并采用双向三层嵌套,研究区域的分辨率达到3 km。模拟的积分区域中心为(110°E,33°N)。各层水平分辨率为27、9、3 km。垂直分辨率31层,模式顶的气压50 hPa。模式初边界条件均采用了NCEP FNL资料。模拟时间分别自2009年6月3日18时至4日18时(世界时),微物理过程采用了WSM 3类简单冰方案,积云参数化采用BMJ方案。其他的物理过程采用了YSU边界层方案,MO近地层方案,Dudhia短波辐射方案,RRTM长波辐射方案。

利用模型计算了3种不同的方案:方案一，同采同注；方案二，注采不见面，周期1年，初期采上注下；方案三，注采不见面，周期1年，初期采下注上。对比方案效果预测，方案三为最优轮采方案，相比方案一，10年累增油4 087 t，如图7所示。

图7 不同轮采方案效果预测图Fig.7 Effect prediction charts of different rotary mining schemes

3.1.2 注采轮转周期

设计了4种轮采周期方案:方案一，周期12个月；方案二，周期9个月；方案三，周期6个月；方案四:周期3个月。分别对其进行预测，结果表明，轮采初期，方案二(轮采周期9个月)阶段累采油7 739 t，效果最好，如图8所示。考虑实际开发情况，方案二为最优方案。

图8 轮采初期(累液2万m3)累采油/液关系曲线Fig.8 Oil/liquid relationship curve of cumulative production at the initial stage of rotating production (20 000 m3 of cumulative fluid)

3.1.3 采液量

根据油藏对目前采液强度进行分析，设计3种不同的采液方案:方案一，单采上层日液30 m3/d，单采下层日液20 m3/d；方案二，单采上层日液25 m3/d，单采下层日液15 m3/d；方案三，单采上层日液20 m3/d，单采下层日液10 m3/d。对比方案效果预测，采液速度对最终采收率影响小，但对前10年累产油影响较大。方案三最终累采油高，比方案一多产油2318 t，如图9所示，但前10年方案一比方案三多产油6467 t，如图10所示。考虑油井寿命等因素，建议采用方案一。

图9 预测不同采液量最终累采油/液关系曲线Fig.9 Prediction of ultimate cumulative oil/liquid curves for different production volumes

图10 预测不同采液量前10年累采油/液关系曲线Fig.10 Prediction of cumulative oil/liquid curves for the first 10 years of different production volumes

3.1.4 能量恢复时间

利用模型计算不同能量恢复时间对开发效果的影响，设计3种不同的方案:方案一，注水层12个月恢复底层能量；方案二，注水层6个月恢复底层能量；方案三，注水层3个月恢复底层能量。结果表明，方案二，即用6个月恢复地层能量最终累采油最高，如图11所示。

图11 不同能量恢复时间累采油/液关系曲线Fig.11 Cumulative oil/liquid curve with different energy recovery energy

3.2 层间轮转注采结果分析

3.2.1 压力分布变化

利用数值模拟技术对优化结果进行分析，以Es233小层为例，在该层注水井X159与生产井XN18和NX108形成注采对应，注采对应井距分别为321 m和491 m。

同采同注时，由于XN18离注水井X159更近，其压力梯度更大，两者级差为2.3倍，如图12所示。注入水主要流入生产井XN18，流入远处的生产井NX108较少，水驱不充分，使得NX108井南北两侧高部位剩余油饱和度较高；为了使水驱动用更充分，将注采方式调整为轮转注采，即注采不见面时，由于注水期间油井关井，层内水驱压力发生波动，两者之间的压力梯度级差相对小，仅为1.4倍，如图13所示。注入水向两口井流动的更加充分，最终剩余油饱和度较低，最终采出程度更高。

图12 Es233层同注同采压力分布及水流速度场图Fig.12 Pressure distribution and flow velocity field of Es233 layer with injection and production

图13 Es233层注采不见面压力分布及水流场图Fig.13 Pressure distribution and flow velocity field of Es233 layer with injection production non-contact

结果表明:运用轮转注采的水动力学挖潜技术，可使层内的水驱压力发生波动，水驱动用更加充分，提高层内剩余油采出程度。

3.2.2 水驱流线变化

以Es233小层为例，在该层注水井X159与生产井XN18和11NX108形成注水对应。同采同注时，由于XN18离注水井更近，其压力梯度更大，流线主要分布在注水井与XN18之间，注入水主要流向该井(见图12)；调整为注采不见面轮转方式后，由于注水期间油井关井，油井生产时注水井关井，与同采同注相比，该方式促使水驱流线发生扰动，部分流线转向NX108井，使注入水更为均匀地流向两口生产井(见图13)。由于NX108井附近水驱更充分，最终导致其附近的剩余油饱和度更低，同采同注，NX108南北两侧高部位剩余油饱和度分别为0.67和0.66，如图14所示；而注采不见面，仅为0.59和0.55，如图15所示，平均低0.09。

图14 Es233层同注同采剩余油饱和度场图Fig.14 Residual oil saturation field map of Es233 layer with injection and production

图15 Es233层注采不见面剩余油饱和度场图Fig.15 Residual oil saturation field map of Es233 layer with injection production non-contact

结果表明:不同轮转方式下，注采井之间流线分布不同，从而导致注入水波及到的区域发生变化。相比于同采同注，注采不见面对水驱流线扰动效果更加明显，从而开发效果更好。

4 矿场效果预测

对辛11-46断块沙二3～6层系进行开发调整，调整方案分为两个阶段，共利用油井6口，水井5口。采下注上阶段:X11X123，X11XN16，X11XNB12，X11XN159和X11X155井对3砂组进行注水，X11XN3，X11X182，X11NX108，X11XN18，X11XN1和X11XN145井对4～6砂组进行采油。采上注下阶段:X11X123，X11XN16，X11XNB12，X11XN159和X11X155井对4～6砂组进行注水，6口油井则生产3砂组。

预测若不进行调整，预测15年后含水99.8%，采出程度为32.1%，累产油59.9×104t；若进行调整，采用注采不见面的方式，预测15年后含水99.3%，采出程度为32.8 %，累产油61.3×104t；若进行调整，预测15年降低含水0.6%，提高采出程度0.7%，增加累产油1.4×104t。

预测具体到单井，15年后各井指标变化情况为:X11XN3井含水低0.5%，累产油增加0.28×104t；X11X182井含水低0.7%，累产油增加0.11×104t；X11NX108井含水低0.3%，累产油增加0.26×104t；X11XN145井含水低0.4%，累产油增加0.19×104t；X11XN18井含水低0.1%，累产油增加0.21×104t；X11XN1井含水最终一致，但累产油增加0.27×104t。各井累增产油量情况如图16所示。