陆梁油田底水油藏高含水期提液方法研究

吴丛文，马艳清，范赛华，武洪菊，谢 辉

中国石油新疆油田分公司陆梁油田作业区，新疆 克拉玛依 834000

引言

陆梁油田底水油藏是具有基本统一油水界面的薄层、低幅度、高渗透油藏，其中，最为主要的特点是由于受低幅度构造影响，成藏过程中薄（单）层未被充满。油藏沉积时期发生了初次水退，工区内同时发育三角洲前缘和滨浅湖两种亚相，水下分流河道、河口砂坝、席状砂、水下分流河道间和砂泥坪5种微相，且以三角洲前缘亚相的水下分流河道和河口砂坝微相为主，此期间砂坝微相不发育。

油藏的岩石成分以岩屑为主，砂岩类型可定为长石质岩屑砂岩。砂岩填隙物主要由杂基和胶结物两部分组成。本砂组储层的岩石成分成熟度和结构成熟度都比较低，反映储层具有距物源较近且沉积速度较快的性质。

本区孔隙度值6.2%～34.1%，平均孔隙度为28.8%，表现出高孔隙度的特征；渗透率值在0.2～5 000.0 mD，平均渗透率为1 684.2 mD，其中，绝大多数样品的渗透率都大于100.0 mD，具有高渗透率的特征；陆梁油田底水油藏砂层中孔隙度大于32.0% 占69.23%，渗透率大于2 000.0 mD 占43.96%。根据储层非均质性研究结果，该区各砂层组储层总体表现为弱非均质性，储集空间类型以原生粒间孔隙为主，孔隙结构以大孔隙、粗喉道为主，整体上属于高孔、高渗型弱非均质性储层。

该油藏目前采出程度22.5%，可采储量采出程度68.6%，累积注采比0.87；综合含水92.4%；采液速度12.3%，采油速度1.3%；月注采比0.55。受底水锥进影响，水驱效果一般，驱替存在不均匀性，目前，油藏已处于中高含水阶段，采出程度在15 a 的开发周期中不到23%。为此，对提液方法进行了研究，以期提高开发效果。

1 理论提液能力评价

根据油水运动方程[1-3]，考虑油相渗流存在启动压力梯度时，无因次采油、无因次采液指数可由下列方程计算，无因次采油指数为

无因次采液指数为

式中：Jo—无因次采油指数；

Kro—油相相对渗透率，%；

Sw—含水饱和度，%；

Scw— 束缚水饱和度，%；

JL—无因次采液指数；

Krw—水相相对渗透率，%；

M--油水黏度比，该值增大将导致水相比例增大，无因次。

在已知油水相渗曲线的条件下，就可以根据以上关系式计算出无因次采液、无因次采油指数，进而绘图分析。分别根据陆梁油田底水油藏的归一化相渗曲线（图1），计算得到目标油藏的无因次生产指数变化规律（图2），并逐一进行分析。

图1 陆梁油田底水油藏归一化相渗曲线Fig.1 Normalized relative permeability curve of bottom water reservoir in Luliang Oilfield

图2 陆梁油田底水油藏理论无因次采液、无因次采油指数Fig.2 Variation curve of theoretical liquid production and production index of bottom water reservoir in Luliang Oilfield

从相渗曲线上看，陆梁油田底水油藏束缚水饱和度为37.8%，残余油饱和度为25.0%，两相共渗区间为37.2%，等渗点含水饱和度为59.0%，残余油点水相相对渗透率为25.0%，计算出驱油效率最大值为60.0%。

从无因次生产指数变化规律来看，可以划分为3 个阶段：

（1）低含水（含水＜20%）阶段：无因次采液、无因次采油指数均呈下降趋势，且无因次采油指数下降较快；

（2）中高含水（20%≤含水≤80%）阶段：无因次采油指数下降变缓，无因次采液指数开始缓慢上升；

（3）高含水（含水＞80%）阶段：无因次采油指数再次快速下降，无因次采液指数急剧上升。

陆梁油田底水油藏理论和实际采液、采油指数曲线，基本反映了中黏、高渗油藏的变化特征，油藏高含水期有比较充足的供液能力，可以通过提液进行稳产。

2 提液影响因素研究

影响提液开发的因素众多，加之因素之间往往具有相互作用，准确分析其对提液效果的影响难度较大。

通过动态统计和数值模拟进行研究，根据本油藏储层物性特征，利用eclipse 数值模拟软件黑油模拟器建立理论模型。

结合实际挑选出影响陆梁油田底水油藏提液的主要因素，地质因素包括油层厚度、油厚比和避水厚度，开发因素包括提液幅度、提液时含水和提液时采出程度。

利用该理论模型计算对比不同影响因素下含水上升幅度，进而确定该影响因素的合理范围（图3）[4-7]。

图3 典型模型网格示意图Fig.3 Grid diagram of typical model

（1）提液时含水率

含水上升幅度与提液时含水关系动态统计结果见图4，数值模拟结果见图5。可以看出，提液时含水率越高，含水上升幅度呈下降趋势。同时，数值模拟结果表明，提高采收率幅度也呈下降趋势。

图4 含水上升幅度与提液时含水率关系曲线（动态统计）Fig.4 Water cut rising amplitude vs.water cut during liquid extraction（actual dynamic statistics）

图5 提高采收率幅度、含水上升幅度与提液时含水率关系曲线（数值模拟）Fig.5 Amplitude of EOR and water cut rising vs.water cut during liquid extraction（numerical simulation）

含水上升幅度的变化可以通过相渗曲线及含水率理论变化曲线解释。随着油藏含水饱和度的变化，含水率在前期（＜20%）的变化速度较慢，进入中高含水期后，含水率变化速度达到最大值，之后随着含水率的上升变化速度也越来越小。

因此，随着提液时机越来越晚即油藏含水率越来越高，含水上升幅度变化减缓。油藏工程统计含水80%以上时，含水上升幅度明显减缓，而决定提液效果的指标（提高采收率幅度）变化则表明了含水70%时提高采收率幅度最大，提液时机存在一个最优值[8-11]。

（2）提液时采出程度

含水上升幅度与采出程度关系动态统计结果见图6，数值模拟结果见图7。从统计结果看，提液时采出程度越高，含水上升幅度呈下降趋势但变化幅度很小；数值模拟结果表明，提高采收率幅度随提液时采出程度呈下降趋势。含水上升幅度随提液时采出程度的变化规律与提液时含水类似。

图6 含水上升幅度与采出程度关系曲线（动态统计）Fig.6 Water cut rising amplitude vs.recovery rate during liquid extraction（actual dynamic statistics）

图7 提高采收率幅度、含水上升幅度与采出程度关系曲线（数值模拟）Fig.7 Amplitude of EOR and water cut rising vs.recovery rate during liquid extraction（numerical simulation）

一般情况下，油藏采出程度和含水率变化呈一定的正相关关系，即常见的含水率-采出程度曲线，不同油藏的曲线形式不同。提液时采出程度越高，往往对应的含水率越高，因此，随着提液时单井采出程度的增加，含水上升幅度越小[12-15]。

（3）提液幅度

含水上升幅度与提液幅度关系动态统计结果见图8，数值模拟结果见图9。

图8 含水上升幅度与提液幅度关系曲线（动态统计）Fig.8 Water cut rising amplitude vs.liquid extraction range（actual dynamic statistics）

图9 提高采收率幅度、含水上升幅度与提液幅度关系曲线（数值模拟）Fig.9 Amplitude of EOR and water cut rising vs.liquid extraction range（numerical simulation）

从动态统计上看，含水上升幅度随提液幅度的增大而增大；数值模拟结果显示，提液幅度越大，含水上升幅度越大，而提高采收率幅度先升高后降低。同提液时含水（时机）一样，提液提高采收率幅度随着提液幅度的变化存在一个最优值，这也是在后期制定合理提液方案时重点考虑的问题。提液幅度过小，不能起到明显的增油效果；提液幅度过大，会迅速提高油井含水率，底水突进造成水淹而无法达到提高采收率的效果[16-19]。

（4）油层厚度

含水上升幅度与油层厚度关系动态统计结果见图10，数值模拟结果见图11。

图10 含水上升幅度与油层厚度关系曲线（动态统计）Fig.10 Water cut rising amplitude vs.reservoir thickness（actual dynamic statistics）

图11 提高采收率幅度、含水上升幅度与油层厚度关系曲线（数值模拟）Fig.11 Amplitude of EOR and water cut rising vs.reservoir thickness（numerical simulation）

从动态统计上看，油层厚度越大，提液后含水上升幅度越小，跟数值模拟结果相一致；此外油层厚度越大，提液后采收率增加幅度越大，但在油层厚度大于4 m 之后上升趋势变缓。油层厚度越大，单井控制储量潜力越大，液量变化的影响程度相对变弱，因此含水上升速度变慢。油层厚度大于4 m后，含水上升幅度明显变小；而提液提高采收率增幅在油层厚度大于6 m 后，增幅减小[20-21]。陆梁油田底水油藏主力层发育稳定，油层厚度等参数变化不大（平均油层厚度4～6 m）。故该因素不是影响陆梁油田底水油藏提液效果的主要影响因素。

（5）油厚比

含水上升幅度与油厚比关系动态统计结果见图12，数值模拟结果见图13。从现场统计结果来看，油厚比越大，提液后含水上升幅度越小，这也跟数值模拟结果相吻合；此外油厚比越大，提液后采收率增加幅度越大，但上升趋势在油厚比大于50%之后变缓。

图12 含水上升幅度与油厚比关系曲线（动态统计）Fig.12 Water cut rising amplitude vs.oil thickness ratio（actual dynamic statistics）

图13 提高采收率幅度、含水上升幅度与油厚比关系曲线（数值模拟）Fig.13 Amplitude of EOR and water cut rising vs.oil thickness ratio（numerical simulation）

同油层厚度类似，油厚比越大，原油储量潜力越大，单井控制储量潜力随之增大，液量变化影响程度相对变弱，因此含水上升速度变慢、上升幅度变小，提液提高采收率增幅变大[22-25]。

（6）避水厚度

含水上升幅度与避水厚度关系动态统计结果见图14，数值模拟结果见图15。从结果来看，避水厚度越大，提液后含水上升幅度越小，数值模拟呈现相同的变化规律；此外随着避水厚度越大，提液后采收率增加幅度也越大。

图14 含水上升幅度与避水厚度关系曲线（动态统计）Fig.14 Water cut rising amplitude vs.water avoiding thickness（actual dynamic statistics）

图15 提高采收率幅度、含水上升幅度与避水厚度关系曲线（数值模拟）Fig.15 Amplitude of EOR and water cut rising vs.water avoiding thickness（numerical simulation）

受储层非均质性、注水开发等影响，实际动态统计与数值模拟结果的略有差异，但总体规律一致。

3 现场应用

根据提液影响因素研究结果寻找适合提液井，最终确定8 口井可以提液，可增油51 t/d。其中，3口井已经提液，未完全达到提液要求情况下，增油量已经到达预期。根据提液井效果预测，呼图壁河组底水油藏水平井提液后，平均井组提高采收率10.3%。

八面河油田莱5–4 块应用油藏数值模拟方法，对不同井型进行了提液时机与提液幅度的对比研究，给出了最佳提液方案[26]，在现场应用中取得了较好的效果。

4 结论

（1）影响提液开发效果的因素包括油层厚度、油厚比、避水厚度、提液时机、提液幅度和提液时单井采出程度。

（2）对于底水油藏，避水厚度对最大采液速度的限制更为重要，对提高排液量的影响不太明显。

（3）提液效果一方面受地质、流体客观因素控制，另一方面注采参数配置、提液技术政策也会产生较大影响。