韵律对底水油藏剩余油分布及驱油效率影响研究

朱定军 （中海石油 （中国）有限公司湛江分公司，广东 湛江524057）

刘冲 （中海油能源发展钻采工程研究院湛江实验中心，广东 湛江524057）

李文红，雷霄，李英蕾，刘双琪 （中海石油 （中国）有限公司湛江分公司，广东 湛江524057）

在岩体或岩层内部，其组成成分、粒级结构及颜色等在垂向上有规律的重复变化，这种现象叫韵律[1]。该次研究的韵律对象仅限于储层内部，包括正韵律、反韵律、复合正反韵律、复合反正韵律、复合正韵律及复合反韵律[2]对油藏开发过程中的剩余油分布及驱油效率的影响。研究方法主要是建立底水油藏的机理模型，通过不同韵律模型在油水产出过程中的剩余油变化及最终可采储量对比分析来客观认识储层沉积特征对油气田开发的影响。

1 机理模型建立

机理模型以某实际底水油藏为例，采用角点网格系统，平面上网格划分为27×31＝837，纵向划分为40个网格，其中水层部位9个层，油层部位31个层。模型渗透率分布在0.001～10240mD区间，主峰320～2560mD，平均552.1mD，属中～高孔、中～高渗储层。该主力油组的油区内砂体为有利的储集体，井点钻遇油层厚度在一定范围内比较稳定，储层段毛厚度在22m左右，具有储层砂体厚度大（一般在55.1～84.3m），储层物性好 （孔隙度24.0%～29.7%），分布广泛而稳定的特点，油藏压力因数在1.016～1.080，油层压力为12MPa。原始油藏含油饱和度、储层孔隙度及渗透率分布三维网格系统各属性场见图1。

图1 机理模型原始油藏含油饱和度、储层孔隙度及渗透率分布三维网格系统属性场

实际油藏偏亲水性，模型所采用的油水和油气相渗曲线如图2和图3所示。

图2 油水相对渗透率曲线

图3 油气相对渗透率曲线

根据实验室油水毛细管压力及地层流体PVT分析，模型采用的油水毛细管压力（pc）曲线数据见表1，地层原油和溶解气的PVT数据见表2和表3。实际油藏具有溶解气油比高，饱和压力高，地饱压差小的特点。

表1 油水毛细管压力表

表2 原油高压物性数据表

表3 溶解气高压物性数据表

2 韵律层划分

根据对实际底水油藏所在区域储层地质的研究结果显示，储层在纵向上存在复杂的韵律分布。基于对储层的认识清楚，在机理模型中考虑7种不同的储层韵律分布，以此来研究不同韵律对底水油藏剩余油分布和驱油效率的影响[3～8]。首先，设计均质地层模型纵向上40个网格的渗透率均为265.6mD；考虑到对比分析的特殊性，其余6个方案的模型设计坚持纵向上网格渗透率之和、纵向上网格平均渗透率与均质地层模型相近的原则，分别设计出正韵律地层、反韵律地层、复合正反韵律地层、复合反正韵律地层、复合正韵律地层、复合反韵律地层。形成的反映纵向渗透率变化的机理模型见图4。

通过以上方案设计，图4中基本能反映出均质储层纵向上各层的渗透率相等；正韵律储层的渗透率由上到下逐渐变好；反韵律储层的渗透率由上到下逐渐变差；复合正韵律储层是两套正韵律渗透率纵向上的叠加；复合反韵律储层是两套反韵律渗透率纵向上的叠加；复合正反韵律储层及复合反正韵律储层是一套正韵律储层和一套反韵律储层在纵向上渗透率的叠加。

3 水平井生产工作制度设计

在对该区块做底水油藏剩余油分布机理研究时，水平井位于油藏顶部，射开层位在模拟层的1～10层，其生产工作制度为：模型采用定日产油生产，配产油量为90m3/d，控制单井的最小井底流压为5MPa，经济极限产油量为5m3/d，经济极限含水率为0.98。

图4 不同韵律地层渗透率分布图

4 韵律对剩余油分布的影响

采用Eclipse软件进行数值模拟，不同韵律地层条件下剩余油饱和度的分布如图5所示。观察剩余油分布图认为，油藏原始含油饱和度为0.55，而目前不同韵律地层条件下的油藏含油饱和度均低于0.55，水驱后残留剩余油饱和度约为0.28，表明各类型油藏原油被全部动用到。但各类型油藏网格的含油饱和度动用程度不同，油藏剩余油残留由多到少依次为正韵律、复合正韵律、复合反正韵律、均质、复合正反韵律、复合反韵律、反韵律。

结合不同韵律地层的渗透率分布特征认为，正韵律地层下部渗透性好，越靠近上部渗透性越差，在底水驱动条件下易形成底水锥进，水平井高渗带较早水淹，油层动用不均匀，油层边部及顶部大量剩余油无法驱替采出。均质油藏受底水均匀推进影响，动态油水界面随生产不断抬升，且抬升速度较快，动态油水界面周边及油层顶部剩余油不能及时被驱替采出，导致仍有部分剩余油残留。反韵律地层的底水层渗透率偏低，底水驱替速度平缓，有利于动态油水界面的均匀抬升；油层部分向上渗透性逐渐变好；且平面渗透率大于纵向渗透率，油层孔隙流体的平面流动优先于纵向流动，油层原油驱替均匀；如此反复驱替，剩余油残留大幅减少。

图5 不同韵律地层剩余油分布图

5 韵律对驱油效率影响

通过数值模拟软件进行模拟计算，随生产时间的不同韵律地层的采出程度模拟分析见图6，不同韵律地层的采出程度与含水率关系见图7。对于水平井开采底水油藏，其无水产油期比定向井要长，开发效果相对较好，但是不同韵律地层条件下的采出程度依然呈现出较大的差别。

从整体上看，不同韵律地层条件下的油藏采出程度由好到差的顺序依次反韵律、复合反韵律、复合正反韵律、均质、复合反正韵律、复合正韵律、正韵律；当含水率为98%时，它们的累计采出程度依次为35%、33%、28%、19%、18%、13%、8%。由于各类机理模型的网格全部被动用到，因此考虑各油藏的底水波及范围均为100%，则不同韵律地层条件下的油藏采出程度即为它们的驱油效率值。据此，驱油效率由高到低的韵律地层为反韵律、复合反韵律、复合正反韵律、均质、复合反正韵律、复合正韵律、正韵律。

图6 不同方案采出程度对比曲线

图7 采出程度与含水率关系曲线

进一步分析认为正韵律类地层底水锥进明显，在剩余油分布图上形成明显的代帽檐的剩余油帽，只有中间少部分油被驱替出来。底水的快速上升，直接导致井筒见水快，水平井生产见水早；而一旦井筒发生水淹，且相渗曲线显示为水湿油层，原油将更难被驱替产出，井筒中产水越来越多，含水率迅速上升。反韵律类地层条件下，底水的上升速度受到抑制，为油水界面均匀抬升创造了条件，这样既有利于将低部位的残余油驱替得更干净，也有利于将构造高部位的原油更多地驱替出来。虽然为水湿环境，水平井将有很长一段时间处于无水产油期和低含水采油期，以含水率为98%为上限，该类型油藏的产出程度明显增加。

6 结 论

通过韵律对底水油藏剩余油分布及驱油效率带来的不同影响得出以下两点认识：

1）对于底水油藏，反韵律地层的剩余油残留少，驱油效率最高，开发效果最好，复合韵律地层的开发较略差于反韵律。正韵律地层的开发最差，在开发时易出现水锥现象，剩余油主要分布在油层顶部及帽檐带，生产井含水上升很快，采出程度低。

2）在运用机理模型研究地层韵律时将水驱油波及范围考虑成理想情况下百分之百的波及系数时，最高的驱油效率仅为35%；即使实际油藏整体呈反韵律的趋势，在生产过程中的波及系数将低于百分之百，这意味着油藏的采出程度将低于35%，开发效果不仅理想，应及早考虑后期油藏调整挖潜措施，以提高油藏的最终采收率。

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