基于流场重构的海上强底水油藏提液研究

2021-11-09闫正和王亚会汤小龙

重庆科技学院学报（自然科学版） 2021年5期

闫正和熊琪李伟王亚会杨勇汤小龙

(中海油(中国)有限公司深圳分公司，广东深圳 518000)

海上强底水油藏开发过程中，受隔夹层展布规模、储层非均质性、原油黏度、油柱高度等不同因素影响，油藏不同部位底水锥进速度差异明显，流场分布规律复杂，对开发后期油藏剩余油的有效挖潜提出了严峻挑战[1-3]。提液是海上油田稳油控水的重要措施，是实现油田高速开发的重要手段之一[4]。有学者采用无因次采液采油指数曲线、油藏数值模拟、历史提液效果总结等不同方法，研究了合理的提液时机和提液幅度[5-6]，但未见通过提液进行流场重构的相关报道。此次研究是通过对强底水油藏流场的主要影响因素分析，建立流场定量表征及分级评价方法，以指导该类油藏提液有利区的优选，从而实现提高采收率的目的。

1 流场影响因素分析

海上强底水油藏多采用水平井开发，影响提液潜力和流场的主要因素有：隔夹层、黏度、油柱高度、水脊半径及井距、非均质性等。综合精细油藏数值模拟方法与油藏工程方法，采用Eclipse油藏数值模拟软件，开展影响流场重构的主控因素分析，给出地下油水运移关系的定性及半定量认识，明确流场重构方向，为开展流场重构和提液奠定基础。

1.1 隔夹层

应用油藏数值模拟方法，建立不同隔夹层分布模式机理模型(见图1)。进而分析隔夹层类型、位置、渗透性、展布规模等不同分布模式对剩余油分布和流场的影响(见图2)。

图1 不同隔夹层分布模式示意图

图2 不同隔夹层分布模式对剩余油分布和流场的影响

无隔夹层：由于无隔夹层的遮挡，含水快速上升，以反L形态快速达到特高含水期，需不断提液，提高驱油效率。

稳定隔夹层：隔夹层分布稳定，钙质胶结致密，遮挡能力强，底水只能绕流，形成次生边水驱。低含水阶段采液指数低，建议该模式在高含水期之后提液，挖潜隔夹层附近的剩余油。

局部隔夹层：隔夹层分布稳定，呈条带状，规模小，有一定遮挡能力，但一部分底水可缓慢穿过夹层，形成次生底水驱，另一部分底水可绕过夹层，形成次生边水驱。表现为具有无水采油期，生产稳定，含水上升比较平缓，中、高含水期之后提液效果明显，可以大幅度提液。

不稳定隔夹层：隔夹层分布不稳定、厚度薄、数量多、平面分布零散、分布范围小、分布不规则，对底水锥进的阻挡作用较差。表现为无水采油期短，含水较快上升至高含水阶段，不断提液可有效动用附近的剩余油，达到降水增油的目的。

1.2 油柱高度和井距

结合油藏数值模拟与油藏工程流管法，研究了不同井距、油柱高度下底水油藏井间水驱体积波及(水脊半径)状况，对水平井井间波及系数进行评价。不同油柱高度和井距对流场的影响见图3。

图3 不同油柱高度和井距对流场的影响

(1) 同一井距下，油柱高度越高，井间波及系数越大。

(2) 油柱高度相同时，随着井距增大，波及系数降低，井距在250～300 m时，井间波及系数低于50%，井间剩余油富集。

(3) 井距较小时，水脊体交叉，受井间干扰存在等势区，等势区流场强度弱，动用相对较差。

1.3 黏度

提液有效性机理分析如图4所示。

图4 提液有效性机理分析

稠油底水油藏“脊进面窄”，两翼波及范围小，井距不宜过大，井间往往剩余油富集，提液可以兼顾提高波及系数与驱油效率，甚至可以通过部署调整井挖潜。

稀油底水油藏“脊进面宽”，两翼波及范围大，井间易干扰形成等势区，提液以提高驱油效率为主。

1.4 非均质(水平井沿程干扰)

类似于定向井的层间干扰，水平井投产段不同平面非均质性会导致不同的见水模式和水脊形态，储层非均质性越严重，越容易造成水平井段间干扰。随着含水上升，动态干扰加剧，沿程动用程度降低，甚至形成局部窜流通道。

渗透率级差能够较好地反应储层的非均质程度，建立水平井段沿程渗透率级差1、1.5、2、3、4、5、10、25时的数值模型，模拟水平井段沿程不同渗透率级差对流场分布的影响(见图5)。底水油藏水平井沿井段渗透率临界级差在4倍左右，即相邻高低渗透段之间，当渗透率级差大于4倍时，低渗透段下方原油几乎不被动用。为了降低干扰，一方面可以缩短水平井段长度，另一方面，水平井段干扰较小时可提液，干扰大时需封堵窜流段后再提液。

图5 水平井段沿程不同渗透率级差对流场分布的影响

2 流场定量表征与分级评价

2.1 流场定量表征方法

综合考虑地下流场具有历史累积与当前瞬时的双重特性，从影响油藏流场的静态与动态因素中筛选或组合出能有效描述油藏特征的流场表征参数。

基于提液潜力大小分析，需解决3方面的问题：首先，量化地下产液强度分布规律，明确油藏的提液幅度范围；其次，量化地下油水相对渗流能力分布，保证提液增油；最后，结合地下剩余油预测情况，判断提液的可持续性，是否具备中长期提液以改善开发效果的能力。

隔夹层遮挡能力越强，则底水驱动力将减弱，油井产液强度将变小。油柱高度、井距、原油黏度等影响单井的动用半径和剩余油分布，而物质基础是有效提液的前提。为此，创新性地提出表征流场的3个参数：

(1) 产液强度I：表示地下瞬时的流场强度，衡量目前产液的不均衡程度以及提液的相对空间。

(1)

式中：q为产液量，m3/s；SA为过水断面，m2。

(2) 油速比F：衡量区域瞬时油相流动能力，其值越大，提液效果越好，说明该区域为高速提液区。

(2)

式中：vo为地下油相渗流速度，m/s；vw为地下水相渗流速度，m/s。

(3) 潜力丰度系数Ωo：表示累积效益，累积冲刷强度越低，其值越高，说明该区域提液潜力越大，为高效提液区。该系数可表征油藏仅目前阶段具有提液潜力，还是具备中长期提液潜力，进而评估是否需要扩容改造及扩容规模。

(3)

式中：h为地层厚度，m；φ为孔隙度，%；So为含油饱和度，f；Sor为残油饱和度，f；Boi为体积系数。

综合产液强度、油速比、潜力丰度系数3个参数，可以评估地下提液能力和效果。一般用优势潜力丰度系数(油速比×归一化的潜力丰度)，表征潜力的可动程度，利用地下产液强度表征流场强度大小。

为表征不同区域提液潜力的大小，定义提液潜力指数φ：

(4)

式中：ΩoD为归一化的潜力丰度系数；ID为归一化的产液强度。

提液潜力指数可以反映地下产液强度场与优势潜力丰度系数场的匹配关系。优势潜力丰度区应该提高产液强度，强化水驱，非优势潜力丰度区应该常规水驱，甚至弱化水驱，从而实现流场的均衡分布。

2.2 流场分级评价

应用均值聚类分析方法(FCM)，对提液潜力指数进行聚类分析，确定流场分级评价标准。对于分级数，如果类别数大于真实类别数，则真实的数据类可能被破坏，如果类别数小于真实的类别数，则两个或多个真实的数据类可能被合并。构造有效性函数，评价不同分级数的“紧致性”和“分离性”，评价最佳分类数，然后计算出分级标准。

有效性函数：

(5)

紧致性度量：

(6)

分离性度量：

(7)

有效性函数值越小，分类的效果越好；紧致性度量值越小越好；分离性度量值越大越好。根据构造的有效性函数，分级数不大于6时，分级效果较好。为了方便开展流场的调整，取分级数为5，并计算出各级的分级标准，见表1。

表1 提液潜力指数分级评价表

基于流场分级评价结果，分析不同类型流场分布特征和提液潜力，针对不同类型流场制定出流场调整技术对策。

(1) 提液潜力指数I类和II类：流场潜力丰度系数高，产液强度低，此二类为提液的有效、高效区，应大幅提液，强化水驱，实现对剩余油的有效动用。

(2) 提液潜力指数III类：流场潜力丰度系数一般，产液强度适当，此类区域应保持当前驱替程度，通过不断提高驱油效率，从而提高原油采收率。

(3) 提液潜力指数IV类和V类：流场潜力丰度系数较低，产液强度较高，往往存在底水的低效、无效循环通道，此二类区域为提液的无效区，应通过适当的限液，弱化水驱。

3 流场重构在提液中的应用

H1B油藏是南海东部某油田的主力油藏，构造形态为基底隆起上的低幅度背斜构造，储层主要是三角洲平原-三角洲前缘的碎屑岩沉积，沉积微相以分流河道、水下分流河道为主，储层疏松、物性好，平均孔隙度为28.7%，平均渗透率为1.422 μm2，属于中-高孔、中-特高渗透率储集层，泥质夹层较发育，部分区域发育钙质夹层，地层原油黏度10.4 mPa·s，油柱高度7.3 m，为强底水驱动的稀油油藏。

该油藏经过12年的高速开发，已进入特高含水开发阶段，受隔夹层展布、底水锥进、布井位置等动、静态参数的综合影响，流场分布较为复杂。图6为H1B油藏提液前流场强度分布图，其中红色区域流场强度最大，其次为黄色、绿色区域，蓝色区域流场强度较小。图7为H1B油藏提液前提液潜力指数分布图，红色区域提液潜力较大，其次为黄色、绿色区域，蓝色区域提液潜力较小。A10H — A23H井间干扰为主，两井间以及井根部潜力相对较大，但流场强度有待提高。A07H1 — A24H — A11H井跟端之间、A22H — A19H井间区域同时受隔夹层和井间干扰影响，流场强度相对较小，提液潜力较大。

图6 H1B油藏提液前流场强度分布图

图7 H1B油藏提液前提液潜力分布图

基于流场分布状况，应用矢量调整为主导的井组异步变强度交替提液策略，对A23H井提液、A10H井限液，A11H井提液、A24H井限液、A07H1井逐步缓慢提液，A22H井提液、A19H井限液，本轮提液32井次，优化平面井间采液强度，转变流线分布，初期增油量65.81 m3/d，初期含水下降1.9%，实现了提液增油控水的目的。

图8、图9分别为H1B油藏提液后流场强度分布图、提液潜力分布图。