强边水油藏双高阶段剩余油分布研究与挖潜

时间：2024-11-05

罗宪波刘斌康凯张雷赵秀娟

中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

剩余油分布规律研究是油田开发后期调整挖潜的核心工作内容[1-7]。主要研究方法为物理模拟法和数值模拟法。冯鑫等人[8]利用平板物理模型实验,描述了底水油藏水锥形态,对整体进入高含水开发阶段油藏提高剩余油动用程度方法进行了探讨;刘佳等人[9]研制了底水油藏采用水平井进行开发的物理模拟实验装置,研究了水平井在均质储层和具有隔夹层条件下的水脊变化形态与开发动态特征;杜旭林等人[10]开展水平井三维水驱物理模拟实验,分析了强底水稠油油藏水驱开发中的水脊形态与波及规律,提出原油黏度和夹层分布范围作为影响水驱开发效果的主控因素;孙全力等人[11]采用油藏数值模拟方法,通过实际油藏历史拟合指出剩余油主要分布在构造高部位、低井控区及断层附近;贾林[12]在历史拟合研究目标油田剩余油分布特征及其成因的基础上提出了针对性的井网调整方法;白伟龙[13]利用数值模拟技术研究了高孔隙度、高渗透率、边水能量强以及规模不大的天然水驱砂岩油藏的剩余油分布规律及其主控因素。

上述物理模拟研究,基本以底水油藏水淹形态刻画为主,仅冯其红等人[14]建立平面二维小尺寸物理模型对边水推进规律进行了实验研究,鲜有将物理模拟与数值模拟[15-17]相结合进行规律性对比与验证的研究。

1 三维可视化物理模拟实验研究

1.1 油田开发简况

C油田位于渤海西部海域,主力油组为东营Ⅱ油组,埋深1 650 m左右,为潜山面之上形成的披覆背斜构造,构造轴向近北东向,地层较为平缓;储层为辫状河三角洲沉积,正韵律储层为主,储层厚度大且分布稳定,平均单井钻遇厚度22.7 m,测井解释平均孔隙度28.9%,平均渗透率1 675 mD,为高孔、特高渗储层;原油性质为普通稠油,地层原油黏度57 mPa·s,地面原油密度0.955 g/cm3,溶解气油比38 m3/m3,具有黏度高、密度大、溶解气油比低等特点;油藏类型为层状构造强边水油藏,天然能量充足,开发37 a地层总压降仅为1.1 MPa,压力保持水平95%。

C油田1985年投产,主要依靠天然能量开发,内部局部辅以点状注水,初期采用井距300～350 m的定向井不规则井网开发,单井初期产能30～50 t/d。开发37 a后,采出程度40%,综合含水率90%,平均单井产能不足15 t/d,稳产难度大,亟需采取有效措施保障油田稳产。

1.2 实验模型与参数

物理模拟实验装置主要分为三维可视化装置、边水供给装置和计量装置,实验装置整体设计见图1。其中三维可视化模型装置由6块高强度透明玻璃组成,长×宽×高尺寸100 cm×10 cm×20 cm,内部填充一定目数的玻璃珠用于模拟储层。利用量纲分析法结合方程分析法建立相似准则[18-20],对模型相关参数进行了设计,主要考虑几何相似和物性相似。基于C油田实际油藏的相关参数,由外而内取一个定向井井排作为研究单元,依据相似准则确定物理模拟实验模型相关参数值，见表1。

图1 实验装置整体设计示意图Fig.1 Design diagram of experimental device

表1 物理模型实验参数与油藏实际参数值对比表Tab.1 Comparison of model value and reservoir value

1.3 实验流程与方案

1)油样制备。先取得一定量的机油,采用流变仪测得机油的黏温曲线,再将机油与煤油按一系列不同比例进行混配,测试不同比例混合油的黏温曲线。根据实验设计的要求,最终选择机油与煤油按5∶1的比例配置黏度为57 mPa·s的混合油,用于模拟地层原油。

2)模型填充与油水饱和。首先填充边水部分,模型边部储层边水部分填充蒸馏水,为了便于观察边水推进形态,模型模拟边水部分用黑色染色剂染色。然后采用玻璃珠与模拟油混合均匀后填入实验装置并压实,模型底部采用80目的玻璃珠,模型顶部采用120目的玻璃珠,模拟油用红色染色剂染色。

3)模型封装及实验。待模型填充完毕后,密封模型,模型顶部设置3口等间距定向生产井,打开水泵,定压力0.22 MPa输出染黑的蒸馏水,保持边水持续稳定供给能量开始驱替。

4)用量筒和秒表录取阶段性的产液量,静置后分别量取油量与水量,每2 min记录一次,同时用照相设备记录不同时刻边水的推进形态。

1.4 实验结果与分析

通过照相设备记录并整理出典型时刻的油水分布形态图像(O1、O2、O3为油井代号),见图2。由图2可以看出,在驱替开始后,在井底压差及重力的双重作用下,边水水体主要沿两个方向运动:平面上,原本处于水平状态的油水界面,首先向低部位井井底方向移动,平面上出现突起,边水前缘到达井底后在生产井井点处形成水锥;纵向上,随着驱替的进行,边水在生产压差与重力作用共同影响下沿油藏底部逐渐向高部位运动,最终形成次生底水。

边水由外而内逐渐向油藏高部位侵入,外排井最先出现水锥,内部井次之,在第一口井见水之前,边水波及范围增大速度较快,波及系数快速提高,随着各生产井的相继见水,水体向上波及的速度越来越慢。经过长时间驱替后,井点处水锥程度越来越严重,次生底水难以继续波及到井间区域,井间剩余油富集。驱替部位由低到高剩余油富集范围由小变大,剩余油富集状态受重力场和压力场的耦合作用明显。

a)驱替0.5 ha)0.5 hours of displacement

b)驱替4.0 hb)4.0 hours of displacement

c)驱替12.4 hc)12.4 hours of displacement

d)驱替27.3 hd)27.3 hours of displacement

2 数值模拟机理研究

2.1 数值模型建立与剩余油分布特征

受限于物理模拟的实验条件、设备等因素,物理模拟实验无法大量开展重复性的实验研究,而油藏数值模拟研究可以建立有效模型,开展重复性的多方案研究、多因素分析。前文的物理模拟实验已经开展了地层倾角2°、地层原油黏度57 mPa·s、正韵律油藏条件下的井间剩余油规律可视化物理模拟研究,油藏数值模拟研究可基于该实验研究认识,进一步相互验证并进行拓展研究。

利用数值模拟软件建立强边水油藏机理模型,油藏模拟参数参考C油田实际参数,正韵律油藏,边部为无限大水体,定向井油层中上部射孔生产,井距300 m,模型尺寸为1 200 m×300 m×20 m,网格尺寸为10 m×10 m×0.5 m。

基础方案参数为渗透率级差5、地层倾角2°、地层原油黏度57 mPa·s,通过数值模型模拟研究,截取不同开采年限的纵向含油饱和度剖面。数值模拟不同阶段剩余油分布形态见图3。由图3可以看出,对于强边水层状厚油层油藏,其边水推进主要表现为以下三个阶段:第一阶段,边水主要沿油层中下部推进,油层顶部动用不明显,剩余油占据油藏大部分位置;第二阶段,边水沿底部快速推进,受渗透率级差、原油黏度影响,逐渐在纵向上形成油水过渡带,油藏底部逐渐形成次生底水形式,剩余油主要集中在油藏上部;第三阶段,由于次生底水的形成,油藏的开发过程渐变成底水驱替模式,油水界面不断向上抬升,井点处水锥严重,水锥外侧的井间是剩余油富集区。从整个驱替过程来看,各个阶段数值模拟机理模型和物理模拟模型的水线推进规律、井间剩余油分布形态基本一致,证明了物理模拟实验结果的合理性。

a)开发2 aa)2 years of development

b)开发10 ab)10 years of development

c)开发20 ac)20 years of development

2.2 剩余油影响因素分析

通过修改模型参数,进行多套方案对比，见表2,研究渗透率级差、地层倾角、原油黏度等影响因素下的井间剩余油分布规律。

表2 数值模拟方案设计对比表Tab.2 Comparison of numerical simulation scheme design

2.2.1 渗透率级差

原油黏度57 mPa·s、地层倾角为4°,研究不同渗透率级差对水淹规律的影响,开发20 a后剩余油分布，见图4。由图4可以看出,不同渗透率级差情况下油藏整体低动用部位主要集中于储层顶部,对于渗透率级差较大的油藏,水锥半径较小,底水主要沿着井点纵向锥进,井间区域油层受水体的上托作用较小,油藏顶部滞留较多的剩余油;对于渗透率级差较小的油藏,次生底水的上托作用相对明显,可以较为均匀地受底水作用向上抬升,油藏整体动用程度相对较大。总体来看,渗透率级差越大,井点处水锥现象越明显,水锥两侧的井间区域动用越差,井间剩余油越富集。

a)渗透率级差2a)Permeability differential 2

b)渗透率级差5b)Permeability differential 5

c)渗透率级差10c)Permeability differential 10

2.2.2 地层倾角

原油黏度57 mPa·s、正韵律储层渗透率级差为5,研究不同地层倾角对水淹规律的影响,开发20 a后剩余油分布见图5。由图5可以看出,对于小倾角的油藏,边水垂向上的分量较小,容易从油藏底部向内推进,进而形成次生底水,因此上部滞留的剩余油面积较大,油层顶部动用程度较低;对于有一定倾角的油藏,边水侵入到井底所需的时间更长,有更多的能量用来驱动油藏上部的原油,与小倾角油藏相比,井间滞留的剩余油相对少,主要聚集在远离井筒的部位;对于倾角较大的倾斜油藏,边水更容易自下而上驱替油藏底部的原油,油藏顶部剩余油富集范围更小。总体来看,地层倾角越平缓,边水越容易形成次生底水并沿井点处水淹,油层顶部动用越差,井间剩余油越富集。

a)地层倾角2°a)Dip angle 2°

b)地层倾角4°b)Dip angle 4°

c)地层倾角6°c)Dip angle 6°

2.2.3 地层原油黏度

地层倾角为4°、正韵律储层渗透率级差为5,研究不同原油黏度对水淹规律的影响,开发20 a后剩余油分布见图6。由图6可以看出,对于靠近边底水区域的一线井排,地层原油黏度越低,渗流阻力越小,边水更容易对原油形成比较稳定的驱动作用,油藏上部剩余油大部分被采出,剩余油分布范围很小;对于远离边底水的高部位生产井排,地层原油黏度越低,随着时间的推移采出程度越高;而油藏原油黏度越高,油层上部驱替的渗流阻力越大,次生底水沿油层底部向井点处的锥进运动反而越明显,井间剩余油越富集。总体来看,原油黏度越低,原油与水的黏度差异较小,油藏上部原油采出程度高,剩余油分布范围很小,而原油黏度越高,油藏顶部及井间滞留油较黏度低的油藏剩余油越多。

a)原油黏度5 mPa·sa)Oil viscosity 5 mPa·s

b)原油黏度57 mPa·sb)Oil viscosity 57 mPa·s

3 挖潜对策及实践

基于剩余油研究认识,制定了井间加密调整的挖潜对策,即在原定向井井间进行水平井加密挖潜井间及储层顶部剩余油,井距由300～350 m缩小到150～200 m,水平段长度250～300 m,单井井控储量由50×104t降至30×104t。C油田开发37 a后实施了井网重构的调整策略,共实施加密水平调整井20口,加密调整井平均初期产能超过100 t/d,为周边老井产量的3～5倍,含水率0～60%,较周边老井降低50%以上,取得明显的控水增油效果。至2020年12月,20口井间加密水平井已经累积贡献产油量84.16×104t,预测总累产油可达到158.37×104t,油田采收率提高6.1%。挖潜实践充分表明,对于该油田的剩余油分布规律研究结果是可靠的。