底水油藏人工隔层形态数值模拟研究——以欢616区块为例

郭康良，苏可心，舒 曼(长江大学地球科学学院，湖北 荆州 434023)

底水油藏人工隔层形态数值模拟研究
——以欢616区块为例

郭康良，苏可心，舒 曼(长江大学地球科学学院，湖北 荆州 434023)

为了解辽河油田欢616区块底水油藏人工隔层形态，根据该区块的实际情况，进行人工隔层形态数值建模，研究了人工隔层形态影响因素。结果表明，当堵剂注入量、堵剂粘度和注入压力相同的条件下，隔层半径随注入速度的增大而减小；当堵剂注入速度、堵剂粘度和注入压力相同的条件下，隔层半径随注入量的增加而增大；当堵剂注入速度、堵剂粘度和注入量相同的条件下，隔层半径随注入压力的增大而增大，但是当注入压力达到一定值且堵剂可以完全注入后，再增大注入压力对隔层的半径几乎无影响；当堵剂注入速度、注入压力和注入量相同的条件下，当堵剂粘度低于一定值时，其对于隔层形态的影响较小，而当堵剂粘度高于一定值且不能完全注入时，其对于隔层形态的影响较大。

底水油藏;人工隔层;数值模拟；欢616区块

经过多年的堵水调剖研究，在化学堵水机理方面通过物理模拟得到一些定性结论[1-2]。由于物理模拟中考虑的参数相对较少，而油田作业现场的堵水调剖受多种因素的影响，因而得出的结论可能带有局限性。为此，笔者根据辽河油田欢616底水油藏的基本情况，通过人工隔层形态数值建模，对影响人工隔层形态的相关因素进行研究，为油田堵水调剖施工提供参考。

1 基本地质特征

欢喜岭油田欢616块地理位置位于辽宁省凌海市佑卫乡安屯村东5km，构造位置位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢曙上台阶中段，东北与欢60块相邻，西南为欢127块。该区块勘探程度较高。1975年开始地震勘探，至 1993年三维地震已全面覆盖。通过录井资料分析及相邻断块岩性资料分析可知，该区块岩性较细，主要以含泥或泥质粉砂岩、粉细砂岩及不等粒砂岩为主。

2 人工隔层堵水机理

常规化学堵水一般使用聚合物凝胶类堵剂或颗粒沉淀类堵剂，其堵水机理是通过封堵地层孔隙流动通道来实现剖面调整及流体转向。人工隔层堵水机理则是以凝胶作为骨架，将耐高温有机颗粒充填于凝胶空隙中，既使调堵剂段塞被突破后，由于耐高温有机颗粒的存在，对于高渗层和窜流通道仍有很强的封堵作用，使流动通道逐渐变窄，形成流动阻力而限制或阻止流体通过[3]。

3 人工隔层形态数值建模

3.1数值模拟方案

模拟各种因素对底水锥进的影响，建立了15×12×16的径向网格模型，在I方向分别取半径为2×1.5m、1×2.0m、10×2.5m、1×10m和1×30m的圆，在J方向将圆分成12等份(每等份为30°)，在K方向将模型纵向分为16层(包括15个油层和1个水层)，分别为10×2.0m、5×1.0m和1×50.0m。在研究各因素对底水锥进的影响时，各参数取值分别如下：隔层位置在油水界面以上3m和5m；射孔段分别为4、6和8m；隔层半径分别为10、15和20m；采油速度分别为1%、2%和3%。

3.2人工隔层形态影响因素分析

1)注入速度 在堵剂注入量为500m3、粘度50mPa·s和注入压力10MPa的条件下，注入速度分别为12、18和24m3/h时的隔层形态剖面图如图1所示。由图1可知，注入速度为12m3/h时的隔层体积最大,注入速度为18m3/h时的隔层体积较大，注入速度为24m3/h时的隔层体积较小。因此，当堵剂注入量、注入粘度和注入压力相同的条件下，随着注入速度的增加，注入堵剂形成的隔层体积减小。为此，应该根据实际地层参数的需要选取不同堵剂注入速度来构建适合的隔层体积。

2)注入量 在堵剂注入速度12m3/h、粘度50mPa·s和注入压力10MPa的条件下，注入量分别为300、500和700m3时的隔层形态剖面图如图2所示。从图2可以看出，注入量为700m3时隔层半径最大，注入量为500m3时隔层半径较大，注入量为300m3的隔层半径较小，这表明隔层半径随注入量的增加而增大，因而注入量的大小对于隔层半径的影响十分显著。

图1 注入速度分别为12、18和24m3/h时的隔层形态剖面图

图2 注入量分别300、500和700m3时的隔层形态剖面图

3)注入压力 在注入速度12m3/h、注入体积500m3和粘度50mPa·s的条件下，注入压力分别为7、10和13MPa时的隔层形态剖面图如图3所示。从图3可以看出，在注入压力为7MPa的隔层形态时，隔层半径明显比注入压力为10MPa和13MPa的隔层半径要小，而注入压力为10MPa和13MPa的隔层半径基本相同。这表明隔层半径随注入压力的增大而增大，但是当注入压力达到一定值且堵剂可以完全注入后，再增大注入压力对隔层的半径几乎无影响。

4)堵剂粘度 在堵剂注入速度12m3/h，注入量500m3和注入压力10MPa的条件下，堵剂粘度分别为25、50和100mPa·s时的隔层形态剖面图如图4所示。从图4可以看出，当堵剂粘度足够低(25和50mPa·s)且可以完全注入时，隔层的半径没有明显变化；当堵剂粘度足够高(100mPa·s)且不能完全注入时，隔层半径减小，纵向上隔层厚度也减小。究其原因是堵剂粘度增大后，堵剂在平面上流动较差，纵向上流动较好。因此，当堵剂粘度低于一定值时，其对于隔层形态的影响较小；当堵剂粘度高于一定值且不能完全注入时，其对于隔层形态的影响较大。

4 结 论

1)当堵剂注入量、堵剂粘度和注入压力相同的条件下，隔层体积随注入速度的增大而减小。

2)当堵剂注入速度、堵剂粘度和注入压力相同的条件下，隔层半径随注入量的增加而增大。

3) 当堵剂注入速度、堵剂粘度和注入量相同的条件下，隔层半径随注入压力的增大而增大，但是当注入压力达到一定值且堵剂可以完全注入后，再增大注入压力对隔层的半径几乎无影响。

图3 注入压力分别为7、10和13MPa时的隔层形态剖面图

图4 粘度分别为25、50和100mPa·s时的隔层形态剖面图

4) 当堵剂注入速度、注入压力和注入量相同的条件下，当堵剂粘度低于一定值时，其对于隔层形态的影响较小；当堵剂粘度高于一定值且不能完全注入时，其对于隔层形态的影响较大。

[1]赵明宸,吴晓东,席长丰，等.底水稠油油藏蒸汽吞吐底水与夹层关系数值模拟[J].石油钻采工艺，2006，28(3)：56-58.

[2]李胜文,刘雪峰,赵德宝.欢喜岭油田欢616块巨厚底水油藏开采技术研究[J]. 石油地质与工程，2008，22(6):4-6.

[3]韩大匡.油藏数值模拟基础[M].北京：石油工业出版社，1993.

[编辑] 李启栋

TE345

A

1673-1409(2012)05-N120-02

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.05.039

2012-02-24

郭康良(1963-)，男，1985年大学毕业，博士，教授，现主要从事油气田开发地质方面的教学与研究工作。