孤东油田开发后期聚驱转后续水驱最佳时机分析

2023-11-25张冠宇李林祥官敬涛秦婷婷宋宏斌

石油地质与工程 2023年6期

张冠宇,李林祥,杨帅,官敬涛,秦婷婷,宋宏斌

(1.同济大学海洋与地球科学学院,上海 200092;2.中国石化胜利油田孤东采油厂,山东东营257000)

1 概况

孤东油田整体结构为潜山披覆构造,具有多层结构,区域内主要发育北西向、北东向和近东西向三组断裂、八条大断层,将整个背斜划分为东西两大部分共八个区块,其中东部较平缓,西部坡度较大[1-2]。孤东油田七区作为最大的区块以中间40口排水井为界,以西为七区西,以东为七区中(图1)。

图1 孤东油田分区示意图

孤东油田地层自上而下为明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街组,其中馆陶组上段为主要含油层系,储量占全油田的87.5%。馆陶组上段属于典型的河流相沉积,储层埋藏深度1 195～1 450 m,压实差,胶结物含量低,岩石碎屑颗粒以接触式及孔隙—接触式胶结为主,胶结疏松,储层物性好,平均孔隙度34%,平均渗透率1 568×10-3μm2。与面积大、连通性好的Ⅰ、Ⅱ类油藏相比,Ⅲ类油藏单层厚度薄,渗透率相对较低,平均渗透率1 193×10-3μm2,层间渗透率差异大、原油黏度较高,平均为64 mPa·s,主力小层储量分散,多呈土豆状分布[3-4]。

聚合物驱在主力油层已取得较好的开发效果,并在胜利、大港、南阳、吉林、辽河、新疆等油田推广应用[5-7]。孤东油田在1994—2005年期间,实现了聚合物驱技术的突破,在2006—2015年期间进行了二元驱推广并占据主导地位,2016年至今,非均相驱技术实现突破,将单一聚合物驱拓展到二元复合驱和非均相复合驱,逐步进入到二次聚合物驱阶段;从单元整体实施拓展到零散及高效井组注聚的技术突破[8-9]。目前,孤东油田19个整装单元中仅2个单元未开展聚合物驱,其中整装I、II类油藏普遍转入后续水驱,局部实施二次聚合物驱,Ⅲ类油藏(比如六区Ng31-53、七区西Ng41-51、八区Ng3-4等)还未转入后续水驱阶段[10-11]。

在孤东油田Ⅲ类油藏中实施聚合物驱的区块中,已有二区(Ng4)、三区(Ng3-4)、四区(Ng3-4)三个区块正处于后续水驱阶段,而另外三个区块均处于注聚后期,将逐渐转入水驱阶段[12-13]。通过分析孤东油田新近系馆陶组上段Ⅲ类油藏聚驱开发后期转后续水驱时机,深挖剩余油气潜能,对提高区块采收率、实现孤东油田可持续开发有着重要意义。

2 物理模拟实验

为得到Ⅲ类油藏聚合物驱后期转后续水驱的时机,设计了转后续水驱聚合物溶液在不同含水状态下的注入系数,并对转后续水驱的最佳时间和最佳含水边界进行模拟物理实验和数值预测。

2.1 实验条件

物理模拟实验均使用体积为5.0 cm×5.0 cm×30.0 cm的人工岩心,通过三管并联实验岩心模型测得有效渗透率分别为400×10-3、800×10-3、1 200×10-3μm2;实验用油为模拟原油,试验过程中采用相对分子质量2 500×104的聚合物,配置后保持其约一半的黏度;水驱过程中的油田水均使用配置好的蒸馏水进行模拟。

实验过程中,将岩心置于40 ℃的恒温箱中,可以有效模拟地层温度,并将聚合物驱(2 500×104,1.4 g/L)在不同的含水阶段(92.0%、95.0%、98.0%)转入水驱,获得后续水驱阶段的产油量和产液量。

2.2 实验结果及分析

通过实验分析不同的含水阶段聚驱转后续水驱的驱油过程,实验结果见表1和图2,随着含水率的增高,转后续水驱时聚合物的用量也会随之增加,聚驱时期动用程度也相应提高。

表1 转后续水驱最佳时机实验方案

图2 不同实验方案不同渗透率岩心采收率曲线

当聚驱时期含水率为92.0%时转后续水驱开发,高渗透层的采收率增加15.67%,中渗透层的增加16.77%,低渗透层的增加15.63%,差别较小,这说明在聚合物流度可控的情况下,储层均得到动用;当聚驱时期含水率为95.0%时转入后续水驱,高渗透层的收率增加19.85%,中渗透层的增加 23.47%,低渗透层的增加24.98%,可以看出,中、低渗透层的采收率较含水率92.0%时的增加明显,动用程度也较好,高渗透层采收率增加较少,是因为其在水驱阶段动用较高,剩余油相对较少,增油能力明显减弱;当聚驱时期含水率在98.0%时转入后续水驱,高渗透层的采收率增加18.84%,中渗透层的增加 21.76%,低渗透层的增加22.50%,此时,高渗透层经聚合物用量的增多而充分水洗,中、低渗透层在驱动压力梯度的影响下达到最大,由于聚合物扩大波及体积,无法进一步提高增油能力,各层采收率的增加主要是由于各层在水洗通道中残余油的增加,但采收率增幅较小。因此,当含水率到达95.0%时,应停止聚驱。

通过实验发现,聚驱结束并经过后续水驱之后,含水率越来越高,增油效果也越来越差。根据采收率和分流率的变化规律可以看出,聚驱过程中,采收率随着聚合物用量的增多而提高,但增油能力在含水率达到95.0%时就会减弱;同时,在后续水驱过程中的增油能力也明显减弱,因此,应尽早转入后续水驱以控制聚合物的成本,实现效益开发。

3 数值模拟

为有效挖潜孤东油田Ⅲ类油藏剩余油,基于物理模拟实验数据,利用数据统计与分析软件(SPSS)进行各含水期转后续水驱的数值模拟,得到相应的规律特征,通过研究各含水期转后续水驱的含水率上升速率差异,评估其经济性,并作为判断聚驱转后续水驱时机的重要因素,从而优选后续水驱的含水率临界点。

依照拟合结果,以含水率90.0%为起点,划分六个不同的含水阶段进行模拟,由于孤东油田含水率普遍高于95%,因此,含水率低于95.0%只取 90.0% 和93.0%两个阶段进行模拟,再取95.0%、96.0%、97.0%、98.0%四个阶段进行模拟。

从不同含水率阶段转入后续水驱后含水率变化模拟曲线可知,当含水率为90.0%时,聚驱时含水率平稳增高,而后续水驱含水率开始时快速升高,达到97.0%后缓慢增加;当含水率为93.0%时,聚驱时含水率持续增高,后续水驱含水率开始时增加较快,达到97.0%后趋于平稳;当含水率为95.0%时,聚驱时含水率在95.0%之前增加较快,95.0%之后缓慢增加,后续水驱含水率在98%之前增加迅速,98.0%之后趋于平稳; 当含水率为96%时,聚驱的含水率几乎成线性增加,后续水驱的含水率在98.5%之前迅速增加,之后趋于平稳;当含水率为97.0%时,聚驱的含水率也几乎呈线性增加,但增加速度较慢,后续水驱的含水率98.5%之前迅速增加,之后缓慢增加;当含水率为98.0%时,聚驱含水率随时间的增加,增加较少,后续水驱的增加也十分缓慢(图3)。