轮南油田周期注水物理模拟实验研究

王 健,杨胜来,蒋利平

(1.中国石化石油勘探开发研究院,北京100083;2.中国石油大学(北京)石油天然气工程学院)

轮南油田周期注水物理模拟实验研究

王 健1,杨胜来2,蒋利平2

(1.中国石化石油勘探开发研究院,北京100083;2.中国石油大学(北京)石油天然气工程学院)

根据轮南油田地质特点,设计了全尺寸非均质岩心物理模型,进行了周期注水的室内高压物理模拟实验,对周期注水开发效果及其变化规律进行分析评价。结果表明,周期注水采收率提高幅度为0.88%～1.02%,且注水效果随着周期数的增加而变差。

轮南油田;周期注水;物理模拟实验

周期注水作为常用的水动力学方法之一在部分矿场应用中取得了较好的实践效果[1-5]。其作用机理主要是利用周期性的提高和降低注水量的办法使得油层内部产生不稳定的压力降和在不同渗透率小层之间产生相应的液体不稳定交渗流动,从而调整注采系统,改善水驱效果[6-7]。轮南油田是一个超深底水砂岩油藏,其埋深多在4 650～5 000 m之间,进入高含水开发后期以来,注采井网不完善、层内层间矛盾加剧等问题日益突出。由于目前尚未见到周期注水在超深油藏应用的文献资料,为了验证该方法在轮南油田的可行性,分析并评价其开发效果,采用物理模拟方法进行了实验研究。

1 实验设计

根据轮南油田TI油组的强非均质性的地质特点,将实验模型设计为高、低渗透率的两层,用全直径岩心制作双层模型,用高渗层与低渗层的结合来模拟层间交渗的作用(图1)。实验装置为美国岩心公司CFS-100多功能驱替系统,系统具有计算机自动控制实验过程、实验数据采集和处理功能,进行地层条件下的驱替模拟。实验简化流程见图2。

图1 岩心模型

图2 实验流程简图

在进行周期注水实验前,首先使模型处于地层饱和原油条件下的油藏初始状态,并以常规方式进行稳定注水驱油,至一定含水率后进入周期注水模拟开采阶段。在模拟实验过程中,采用降压开采和升压开采两个阶段交替进行的方式,来揭示不同因素和条件下的周期注水开发效果及其变化规律。

2 实验参数

实验采用的地层水矿化度为16×10-3,模拟油粘度为2.49 m Pa·s,模拟水粘度为0.3 m Pa·s,实验温度为100℃,实验压力为40 M Pa,与轮南油田实际油藏地层条件基本一致。实验岩心采用轮南油田LN 2.3井全直径岩样,长度约50～70 cm,直径10 cm。润湿性与实际地层相同,岩石物性如表1所示。

实验过程中设计的驱替流量为212.5 cm3/d,驱替流量的确定依据是岩心中流体的渗流速度与油层中流体的渗流速度应近似相等[8]。砂岩油田进入中高含水期后,注水速度一般为每年0.15倍孔隙体积。取流体在油层中的平均渗流速度3 cm/d,则实验注水流量0.15 cm3/min=212.5 cm3/d。

表1 双层全直径岩心基本参数

实验岩心的孔隙体积Vp=137.45 cm3,则注入1倍孔隙体积的水需要15.5小时。砂岩油田注入1倍孔隙体积的水需要6年左右,实施周期注水的区块一般以4个月作为半个周期。按相似原理,得到周期注水实验过程中室内实验半周期为1小时。工作制度选取矿场实践应用效果最好的短注长停型,并适当加大半周期时间。具体实验参数见表2。

表2 周期注水参数

3 实验数据分析

将实验数据进行整理、绘图。图3是周期注水整个实验过程(包括常规注水与周期注水阶段)的采出程度与时间的关系曲线图。随着驱替的进行,逐渐趋近于剩余油分布,很难再驱出油。在进入周期注水后,采收率呈现阶梯形增加。

图3 周期注水采出程度与时间关系

每个周期注水阶段末的采出程度与常规注水采出程度的数据如表3所示,周期注水含水率与采出程度的比较见图4,可见周期注水在降低含水率,提高采出程度方面具有一定的提高。

由图5可以看出,岩心一在实施周期注水后,采收率较常规注水仅提高0.88%。主要在第1和第2周期发挥作用,随着周期次数的增加,效果变差。在含水率为56.34%左右时开始实施周期注水的岩心二的采收率较常规注水仅提高1.02%。这个效果比含水率92%开始周期注水要好。发挥作用的阶段同样是在周期1及周期2,随着周期次数的增加效果变差。

表3 周期注水与常规注水比较

图4 周期注水含水率与采出程度的关系

图5 天然岩心周期注水相对常规注水提高的各周期阶段采收率

岩心二在第1周期增加的采收率大,由于周期注水转注时含水低,岩心的初始含水饱和度高,在进入第2周期后或随着周期次数的增加,周期注水的效果越来越不明显,接近常规注水,即短期内有效,长期效果相近。最终的采出程度天然岩心二要比天然岩心一高0.14%,即转注早则采出程度略高。

4 结论

(1)周期注水能够一定程度上提高采收率,但随着周期次数的增加效果越来越不明显。天然岩心周期注水提高采收率的程度为每周期提高0.57%～0.01%,天然岩心经过4个周期的驱替实验累计提高原油采收率0.88%～1.02%。

(2)周期注水效果随着开采周期数的增加而变差。从不同条件下的周期注水开发效果来看,周期注水效果在第一周期最好,从第二周期开始随着注水周期数的增加其效果逐渐变差,各周期产油量按抛物线规律递减。

(3)油藏含水率越低,周期注水实施效果越显著。转注时的含水率决定周期注水初期采收率的增量大小,含水率较低时转注增油效果相对明显。随着周期的增加,周期增油效果变差,且与常规注水的差值变小。

[1] 沙尔巴托娃,苏尔古切夫.层状不均质油层的周期注水开发[M].北京:石油工业出版社,1989:88-95.

[2] 中国石油天然气总公司科技发展司.改善高含水期油田注水开发效果实例[M].北京:石油工业出版社,1993:120-130.

[3] Lincoln F Elkins,A rlie M Skov.Cyclic water flooding the sp raberry utilizes“End Effects”to increase oil p roduction rate(SPE545)[J].Journalof Petroleum Technology,August 1963:877-884.

[4] Yuan Qingfeng,Ji Bingyu,Yang Jiping.Mechanism of cyclic waterflooding in vertically heterogeneous reservoirs(SPE30881)[J].Advanced Technology Series,1997,5(1):24-27.

[5] Leonid Surguchev,Alexander Koundin,Oddbjo rn Melberg,et al.Cyclic water injection:imp roved oil recovery at zero cost[J].Petroleum Geoscience,2002,18(1):89-95.

[6] 冈秦麟.高含水期油田改善水驱效果新技术[M].北京:石油工业出版社,1997:102-120.

[7] 葛家理.油气层渗流力学[M].北京:石油工业出版社,1982:98-110.

[8] 殷代印,翟云芳,卓兴家.非均质砂岩油藏周期注水的室内实验研究[J].大庆石油学院学报,2000,24(1):82-84.

TE343

A

1673-8217(2011)05-0118-03

2011-04-02

王健,工程师,1977年生,2004年毕业于中国石油大学(北京)油气田开发工程专业,现主要从事油气田开发工程综合研究。

编辑:李金华