渤海底水油藏高速开发下水驱油规律研究

张运来 汪全林 王记俊 张 弛 潘 杰

中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

渤海油田60%以上的储量分布于河流相沉积储层,油藏普遍具有埋藏浅、构造幅度平缓、储层胶结疏松、高孔高渗、地层原油黏度大等特点,油藏类型以发育较强的边底水油藏为主,油柱高度普遍小于15 m,按照常规方式开发此类油藏面临着含水上升快、产量递减大、累产油低的问题,该类储量目前动用程度低,开发难度大。近年来,随着水平井布井技术的发展,在油柱高度12 m以上的底水油藏采用加密调整、大泵提液的开发方式获得了成功,显著提高了低品质底水油藏的储量动用[1-5]。随着开发深入,水平井在特高含水阶段的开采规律、波及范围、水驱油效率等方面与现有认识不符,急需开展底水油藏水驱油规律研究,以制定出合理的开发调整策略。

目前许多文献对水驱油田长期大液量开采后水驱油规律进行了相关研究,纪淑红等人[6]从影响水驱油效率的内在储集层的非均质性、润湿性等和外在因素注水孔隙体积倍数、注入速度及油水黏度比等方面进行了实验和理论分析。王华等人[7]对特高含水期油水相渗比与含水饱和度的关系表达式进行修正,推导出新的适用于特高含水期的驱油效率计算公式。姜维东等人[8]利用理论分析和仪器检测评价方法,研究了稠油油藏油水相对渗透率和水驱油效率。现有资料缺乏对底水油藏特征、开采方式及长期水驱过程中驱油效率和相渗的动态变化的考虑,研究成果存在一定适用性和局限性[9-20],因此,本文利用室内长岩心水驱油实验和渤海Q油田典型底水油藏丰富动静态资料,对底水油藏特高含水期水平井驱油效率、波及体积进行了系统研究,提出了底水油藏中后期开发策略。

1 长岩心水驱油实验

1.1 实验原理及方案设计

为反映底水油藏真实驱替过程,本文通过采用Q油田天然短岩心串联拼接成长岩心,结合Q油田实际产液强度,对非均质长岩心在特高含水阶段改变驱替速度提高采收率进行了研究。

实验采用模拟油,黏度为22 mPa·s(20 ℃下);实验模拟地层水,矿化度10 000 mg/L。实验长岩心采用54块天然短岩心拼接成3组而成,相关参数见表1,可以看出实测串联岩心渗透率与理论值非常吻合,由此可以用拼接长岩心代替天然长岩心来研究驱替速度对采收率的影响。方案设计如下:首先每组长岩心驱替实验都以1.0 mL/min恒速驱替至特高含水阶段,然后第一组驱替速度仍为1.0 mL/min作为空白实验,第二组增大驱替速度为3.0 mL/min,第三组增大驱替速度为5.0 mL/min,驱替至 2 000 PV后,绘制驱替倍数与采收率、驱替倍数与压差的变化关系曲线。

表1 水驱油长岩心物性参数表

1.2 实验结果与讨论

3#长岩心采收率、驱替速度与驱替倍数曲线见图1，不同驱替倍数下含水率与采出程度曲线见图2。由图1～2可以看出,3#岩心初期以驱替速度为1.0 mL/min恒速驱替,无水采油期水驱倍数0.3,采出程度15.2%,见水后至水驱10 PV阶段含水快速上升到95%,之后含水上升速度变缓,当注入体积倍数为140 PV时,含水率达到99.95%,采出程度为64.3%。当驱替速度提高至5.0 mL/min后,驱替压差由1.38 MPa提高至6.55 MPa,经过长期高速驱替至500 PV,采收率由64.3%上升至80.2%,提高幅度明显,此后持续长时间驱替至 2 000 PV,最终的采收率达到84.1%。

不同驱替速度提高采收率幅度对比实验数据见表2。由表2可以看出,1#长岩心(空白实验)最终采收率为72.0%,2#和3#长岩心增大驱替速度,采收率都有不同程度的增加,驱替速度为3.0 mL/min时,驱替压差达到4.62 MPa以上,建立了有效的驱替,使得注入水在通过岩心时面通量增大，微小孔隙中的剩余油被驱替到,扩大了水驱油波及体积。当驱替速度为5.0 mL/min时提高采收率幅度最大,提高幅度可达12.1%。从三个方案的驱替结果可以看出,由于非均质长岩心在前期指进现象明显,水驱油波及系数较小,增大驱替速度后,非均质长岩心的波及系数增大,更多油被采出。同时,提高驱替速度更有利于非均质长岩心提高微观驱油效率,驱替速度提高幅度越大对非均质长岩心驱油效率的改善幅度越大。

图1 3#长岩心采收率、驱替速度与驱替倍数关系曲线图Fig.1 Relation curve of displacement pressure difference,displacement velocity and displacement multiple of 3# long core

图2 3#长岩心不同驱替倍数下含水率与采出程度关系曲线图Fig.2 Relation curve of water content and recovery degreeunder different displacement multiples of 3# long core

表2 不同驱替速度提高采收率幅度对比实验数据表

2 底水油藏大液量驱替数值模拟研究

2.1 理论模型建立

依据长岩心水驱油实验获得相渗数据,利用数值模拟方法建立高精度底水油藏理论模型,研究了驱替过程中波及体积、驱油效率变化规律。模型基本参数:网格尺寸为100×100×100,长×宽×高为10 m×10 m×0.3 m。油层厚度10.5 m,孔隙度35%,水平渗透率为 3 500×10-3μm2,垂向渗透率与水平渗透率比值取0.1,地层原油黏度22 mPa·s,水体倍数取 2 000 倍。水平井设计条件:水平段长度取250 m,水平井井距300 m,油柱高度取10 m,工作制度为定油60 m3/d,限液 1 000 m3/d,经济极限产量为5 m3/d。

2.2 底水油藏水驱油规律研究

底水油藏不同驱替倍数下水驱波及状况见图3,可以看出,随着驱替倍数的增加,水平井波及形态呈现出明显流线型“水脊”形态,水驱波及体积增幅呈现出先增大后减少的趋势,这是由于水平井布井区域油柱高度低,底水锥进速度较快,早期形成的水驱波及体积较小,当水驱通道形成后,已波及区域渗流阻力减少,底水主要沿着强波及区锥进,中后期通过进一步增大驱替倍数和提高驱替压差扩大水驱波及体积的效果有限。在经过长期冲刷后,已波及区计算出最终的采出程度达到74.6%。

图3 不同驱替倍数(时间)下水平井水驱波及示意图(油柱高度10 m)Fig.3 Schematic diagram of horizontal well water flooding underdifferent displacement multiples(time)(oil column height 10 m)

2.3 成果验证

Q油田馆陶组B 02 H水平井经过近20 a生产,累产液量457×104m3,按照150 m的井控区域计算目前年产液速度125%,驱替倍数达到12.2。馆陶组B 02 H井区的过路井实钻情况见图4,可以看出,I 04井在距B 02 H水平井120 m储层位置处钻遇了10 m油层和1.5 m水淹层,水淹厚度仅占总厚度的13%,中上部未动用,与油藏理论模型的水驱波及状况认识一致。从采出状况来看,B 02 H井已波及区目前采出程度达到67.7%,甲型水驱曲线法预测最终采收率75.2%,与模型计算结果基本吻合。

a)井位图a)Well location map

b)实钻柱状图b)Reservoir drilling histogram图4 Q油田馆陶组过路井I 04实钻储层柱状图Fig.4 Actual reservoir histogram of Guantao formationin well I 04 in Q oilfield

3 建立底水油藏驱替指标预测经验公式

图5 Q油田B 01、B 02井含水率与采出程度关系曲线图Fig.5 Relation curve between water cut and productiondegree of wells B 01 and B 02 in Q oilfield

馆陶组储层为高孔高渗储层(平均孔隙度35%,渗透率 4 000×10-3μm2),地层原油黏度22 mPa·s,馆陶组水平井长度平均300 m,开发井距150 m,井控储量30×104m3/井。B 01、B 02井是A区块两口典型的大液量开采试验水平井,B 01、B 02井采出程度与含水率关系曲线见图5,2口井投产后含水率迅速上升至90%以上,进入高含水期后,单井采液量提高到 1 000 m3/d,在近10 a的开采过程中,一直表现出产量稳定、含水上升缓慢的特点,呈现出“厂”字型含水上升特征,80%以上可采储量是在特高含水期采出。

统计分析了馆陶组现有水平井采出状况、井控状况数据,结合小井距下水驱波及体积的研究成果,得到了不同驱替倍数下采出程度曲线，见图6。可以看出,随着驱替倍数提高,水平井波及范围内采出程度逐渐增大,当驱替倍数达到8～10时,波及区采出程度达到50%左右,此时水平井含水率达到95%以上。随着驱替倍数进一步提高,采出程度增大幅度开始变缓,进入长期大液量、低采油速度的开发阶段。

图6 底水油藏采出程度与驱替倍数经验公式图Fig.6 Experience formula of horizontal well recovery degree anddisplacement multiple in bottom water reservoir

4 底水油藏提液实践

基于底水油藏水驱油规律研究成果及先导试验井效果,指导了Q油田馆陶组A区块5口水平井大泵提液至 2 000 m3/d的先导试验,提液后水平井生产压差放大至4.0 MPa,平均单井日增油50 m3,含水率稳定在95%～96%,有效期在3 a以上。调整后A区块采出程度40.2%,采油速度4.9%,甲型水驱曲线预测采收率提高了20%,采收率达到58.3%,为类似油藏特高含水阶段的开发提供了宝贵经验。

5 结论

1)室内长岩心实验表明,提高驱替倍数及驱替压差,驱油效率能够较常规水驱油100 PV时进一步提高15%～20%。

2)理论研究与实践证实,海上底水油藏水平井开发中后期提液以提高驱油效率为主、扩大波及范围为辅,80%以上的可采储量是在特高含水期采出。

3)矿场试验证实,低油柱底水油藏水平井特高含水期提液幅度增大至 2 000 m3/d,生产压差放大至4.0 MPa,采收率能够进一步提高,为类似油藏开发调整提供了宝贵经验。