长垣外围扶杨油层注入水构成及注采比优化

2022-03-06罗立娟

复杂油气藏 2022年4期

罗立娟

（中国石油大庆油田有限责任公司第十采油厂,黑龙江大庆 166405）

长垣外围扶杨油层为低、特低渗透性储层,油层孔隙度9.2%～19.8%,空气渗透率（0.2～44.7）×10-3μm2,油井地层压力6.2～8.0 MPa,累计注采比大于2 的储量占89.5%（见表1）。目前油田注采比研究主要集中在合理注采比计算［1-5］及影响因素分析等方面［6-7］,关于低、特低渗透性储层高注采比成因的研究较少［8］,注入水构成量化方面尚属空白。本文从储层砂体特征出发,结合室内岩心吸水实验,构建了三维全地层地质模型。通过数值模拟,对注入水构成进行了定量计算,揭示了高注采比的成因,给出低、特低渗透性储层的合理注采比。

表1 长垣外围扶杨油层储量分布统计

1 扶杨油层储层砂体特征

长垣外围扶杨油层骨架砂体主要为河道砂体,河道底部有明显的泥岩滞留沉积。一个完整的河道一般由多期单一河道沉积而成,电测曲线具有明显的正旋回特征。河道内部由于岩性或物性变化存在泥质或钙质夹层。通过对A1 井岩心观察,FⅠ23层河道砂体从下往上含油性、岩性依次为：0.21 m含钙粉砂岩→1.55 m 油浸粉砂岩→0.34 m 粉砂质泥岩→0.90 m 油斑或油浸粉砂岩→0.22 m 粉砂质泥岩→0.33 m 油浸泥质粉砂岩（见图1）。FⅠ23层河道砂岩厚度为3.55 m,而实际生产中测井仅解释了油浸粉砂岩的厚度,有效砂岩厚度为1.55 m（见图2）；存在2 m非有效砂岩厚度未解释［9-10］,其岩性比有效砂岩的岩性差,主要为含钙粉砂岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩。统计长垣外围8个典型区块非有效砂岩厚度与有效砂岩厚度比值为0.8～1.6。

图1 A1井FⅠ23层岩心观察

图2 A1井FⅠ23层综合柱状图

2 岩心室内实验

为验证非有效砂岩及非储层的吸水性［11］,开展了扶杨油层3 口取心井52 块岩样静态吸水能力评价和12块非均质并联岩样动态吸水能力评价。

2.1 岩心静态吸水能力评价

吸水体积比例=某一阶段吸水体积/岩心表观体积×100%。

式中,Vn为某一岩心吸水体积,cm3；Vm为岩心表观体积,cm3。

将岩心烘干称重后浸没到模拟地层水中,静置24 h时后称重计算岩心吸水体积。室内岩心静态吸水实验结果表明,不同岩性的吸水体积比例由大到小排序为：泥质粉砂岩→粉砂质泥岩→含油粉砂岩→含钙泥质粉砂岩（见表2）。

表2 吸水体积比例与岩性关系统计

通过实验数据分析,随岩心孔隙度增加,吸水体积比例呈先升高后降低的趋势（见图3）；岩心渗透率与吸水体积比例无明显线性关系（见图4）。低、特低渗透性岩心的吸水排气过程主要依靠毛管力作用,受孔喉连通性影响较小,当孔隙度较大时,大孔喉比例增加,毛管力明显降低,导致吸水体积比例下降,因此岩心静态吸水能力与岩性关系密切,而与物性不具有单调变化关系。

图3 岩心吸水体积比例随时间变化曲线

图4 岩心吸水体积比例与渗透率关系

2.2 并联岩心动态吸水能力评价

为分析不同岩性、物性岩心动态吸水能力,开展了并联岩心动态吸水能力对比实验,实验流程见图5。

图5 并联岩心动态吸水能力评价实验流程

实验步骤如下：

（1）岩心覆压静置：岩心烘干称重,放入夹持器,按流程连接装置,加围压10 MPa,稳压2 h以上。

（2）并联低速注水：开启4 个夹持器入口,设置0.1 cm3·min-1的注入速度,恒速注入模拟地层水,当任意一块岩心出口的毛细管见水时停泵。

（3）称重计量：取出岩心称重,与实验前烘干重量的差值即为吸水量。

为了更好地量化岩心吸水能力,引入岩心动态相对吸水比例In：

式中,Vn为某一岩心动态吸水体积,cm3；Vo为并联岩心总吸水体积,cm3。

实验结果表明,不同岩性的相对吸水比例由大到小排序为：含油粉砂岩→泥质粉砂岩→粉砂质泥岩→含钙泥质粉砂岩（见表3）。

表3 动态吸水能力评价实验结果统计

3 扶杨油层注入水构成及合理注采比

3.1 全地层地质模型构建

针对长垣外围扶杨油层存在非有效砂岩吸水的实际,在实际地质建模过程中引入“全地层”理念,即全地层地质模型构建由有效砂岩拓展到非有效砂岩及非储层,同时在近井地带近似刻画油水井压裂投产形成的人工缝,客观地表征油藏注水开发过程中的真实吸水空间,解决了常规地质模型［12］刻画的孔隙体积远小于实际吸水空间和注水拟合精度低的问题。

B1 区块储层孔隙度16%,空气渗透率3.5×10-3μm2,为中孔低渗透性储层,1991 年采用300 m×300 m 反九点井网投入开发。模拟区域内油井23 口,水井11口。区块综合含水49.6%,年注采比6.76,累计注采比5.31,采油速度0.06%,采出程度6.88%（见图6）。

图6 B1区块井位

根据B1区块注入水量化需要,首先构建了考虑有效砂岩、非有效砂岩及非储层的全地层模型,平面网格30 m×30 m,垂向上将47 个地质层位细分为172 个建模层位,精细化地质模型网格节点数约为普通模型的4倍。依据单井砂岩顶底深计算单井非储层厚度、非有效砂岩厚度和有砂岩厚度［13］,然后计算各层非储层厚度面、非有效砂岩厚度面和有效砂岩厚度面,以油层顶面构造图为约束,建立各层顶面构造模型。采用相控建模方法［14-15］,分非储层、非有效砂岩层和有效砂岩层建立区块的岩相模型（见图7）。应用GR、AC、RMG、RMN、LLD 等测井曲线建立非储层段神经网络物性模型,计算其孔、渗参数,储层段非有效砂岩和有效砂岩采用已有常规测井解释模型计算其孔、渗、饱参数（见表4）,解释结果与岩心实测值基本吻合（见图8）。根据非储层和储层参数计算结果对区块全地层模型进行属性赋值。

表4 不同类型储层物性及含油性参数计算结果

图7 B1区块全地层岩相模型

图8 A4井岩性-物性交会图

3.2 全地层数值模拟

在精细化全地层地质建模基础上,应用ECLIPSE数值模拟软件的黑油模拟器建立B1 区块的全地层数值模型［16］,模型网格节点数约为167×104（92×106×172）。区块初始地层压力为8.8 MPa,地层原油黏度为13.6 mPa·s,原油体积系数为1.108,原油压缩系数为8.6×10-4MPa-1,地面原油密度为0.857 g/cm3。模拟区地质模型储量360.10×104t,数值模拟计算储量为363.03×104t,储量拟合误差为0.81%。

生产油井采用定液量生产,注入水井采用定注入量、注入压力限制。开发时间为1991 年3 月,时间步长一个月。全区累产液量、油量、水量和综合含水等指标均达到拟合要求,全区历史拟合符合率达到85.0%（见图9、图10）。

图9 B1区块累计产液量拟合曲线

图10 B1区块含水率拟合曲线

3.3 注入水构成量化及合理注采比

B1 区块实际注入水量154.78×104m3,模型拟合注入水量133.11×104m3,注入水量拟合精度达到86%。通过综合分析,模型中注入水量主要由有效砂岩吸水、非有效砂岩吸水、非储层吸水、外溢水和采出水构成,吸水比例分别为33.4%,32.5%,15.3%,13.8%,5.0%（见表5）。非有效砂岩和非储层吸水比例占区块吸水的47.8%,这是导致区块注采比高的直接原因。

表5 B1区块全地层模型注入水构成

选择产量最大为优化目标,建立注水量、产油量、含水率和地层压力的关系方程,应用最优化理论建立考虑非油层吸水的最优化模型,计算区块合理注采比［17-18］。低渗区块合理注采比为2.0～2.5,特低渗区块合理注采比为2.5～3.9,低、特低渗典型区块目前注采比接近合理注采比计算值。近致密区块由于非油层吸水比例大,计算的合理注采比值较高,需进一步研究油层砂岩和非油层砂岩的吸水机理（见表6）。