水驱油田特高含水阶段无效水循环带的判别方法——以渤海B油田为例

钟洪娇,王 涛,田 苗,寇双燕

(中海油田服务股份有限公司,天津 300459)

油田在长期注水开发过程中,受到油藏边界、地层倾角、储层非均质性和油水黏度差等因素的影响,随着过水倍数的增大,水相渗透率急剧增加,油水流度比减小,造成油水井之间某些储层产生一个通道,注入水沿着这一通道发生窜流,形成优势通道[1-4]。随着开发的不断深入,该通道渗透率不断升高及含水饱和度不断增大,使得水的渗流能力增强,从而形成注入水的无效水循环带[5]。

无效水循环带的形成机理主要包括地质因素和流体因素两大内因,以及开发因素这一外因。许多学者针对高耗水带的形成机理进行深入探讨和研究,不断认识其形成机理。陆地油田在这方面的研究比较早,海上油田因投产开发时间较晚,目前高含水油田正陆续出现此问题,这也是海上油田解决层内矛盾的主要攻关方向。

1 渤海B油田油藏特征与开发概况

渤海B油田构造是一个在下古生界灰岩潜山基底上发育的受辽西断层控制的古近系披覆半背斜。油藏类型为层状构造油藏,从储层特征上看,属于高孔高渗稠油油藏。储层主要发育三角洲前缘沉积,油藏的能量来源包括边水和注入水。

截至2023年5月,油田综合含水率为92.5%,已进入特高含水阶段,且在累计产水与含水关系曲线及水驱特征曲线[10-11]中均出现曲线上翘现象(图1、图2),结合岩心资料,发现层内底部出现低含油饱和度的情况,判断已出现无效水循环带。

图1 渤海B油田累产水量随含水的变化

图2 渤海B油田水驱特征曲线(局部)

2 无效水循环带的判别方法

在油田开发的特高含水阶段,无效水循环带的存在制约着油田的经济效益。以渤海B油田为目标油田,解剖油田中高含水油井在开发过程中的动态表现,在此基础上选择判别无效水循环带的方法,改善油田的开发效果。

2.1 无效水循环带的动态表现

存在无效水循环带的油井在开发动态上的表现为:①油井含水率呈台阶式突升(图3);②含水率导数曲线现峰值现象(图4);③水驱特征曲线中,曲线出现偏离直线并上翘(图5);④示踪剂产出浓度值短时间内达到最大值,然后又下降,峰值持续时间较短(图6)。

图3 含水率的变化

图4 含水率导数随无因次天数的变化

图5 渤海B油田水驱特征曲线

图6 示踪剂产出浓度曲线

2.2 无效水循环带的判别方法

示踪剂测试不是每个井组都有,其他3个动态表现都能通过实际数据获取。因此,可用含水率、含水率导数、水驱特征曲线三者相结合的方法来判断无效水循环带的存在情况。

对油田实际岩心做出的Kro/Krw与Sw关系曲线进行分析发现,含水饱和度为0.54～0.61(对应含油饱和度0.39～0.46)时关系曲线出现拐点,偏离原来直线段(图7)。随着油田水驱开发的深入,油田整体含水饱和度会增加,相渗曲线中水相渗透率快速上升,且在油田开发的后期,高过水倍数下,水相渗透率会快速增加,加剧Kro/Krw与Sw的关系曲线偏离直线的现象。这种现象和无效水循环带的形成是共同促进的关系,且曲线的拐点是无效水循环带出现的标志。

图7 渤海B油田Kro/Krw与Sw的关系曲线

对比整个油田的水驱特征曲线,当关系曲线偏离直线段出现上翘时(图8),偏离点处累计产油量对应油田的综合含水在90%附近。分析油田近三年新投产油井,发现投产初期含水率在90%左右时,其测井解释含油饱和度为0.45左右,与实际岩心做出的Kro/Krw与Sw关系曲线中拐点出现时对应的含油饱和度值(0.39～0.46)吻合较好。这也验证了利用水驱特征曲线作为判断无效水循环带的依据是可行的。

渤海B油田无效水循环带的判别方法:①油井含水率需在90%以上;②含水率导数需呈现峰值现象;③水驱特征曲线偏离直线出现上翘现象。

3 渤海B油田无效水循环带的治理思路

3.1 无效水循环带的主控因素分析

无效水循环带的形成受地质因素和开发因素的共同影响,其中地质因素包括沉积相、储层非均质性、储层厚度,开发因素包括产液强度、注水强度、油水井距离。在这些因素的综合影响下,使剩余油呈现全区分布、局部富集的特点,剩余油的分布特点决定了含水级别的差异,含水级别的差异反过来又加剧了非均质性的体现,通过相渗曲线可知,中含水和高含水阶段含水率的差异造成水相渗透率相差10倍以上,这种在开发中后期形成的动态因素差异大大增加了平面、层内以及层间干扰强度,加剧了无效水循环。

3.2 无效水循环带的治理思路

对于新投产油井,根据测井解释结果,对含油饱和度低于0.46的高渗段实施堵控措施(图9C层),对高渗层(无效水循环带)实施控水措施(图10B层)。

图10 无效水循环带示意图

对于存在无效水循环带的已投产老井,根据测井资料,结合产吸剖面及示踪剂测试情况,针对不同的影响因素制定不同的治理措施(表1)。

表1 无效水循环带治理思路

3.3 矿场应用

筛选出B油田含水率高于90%,且存在含水率导数峰值、水驱特征曲线偏离直线出现上翘现象的油井11口,对其中一个井组(一注一采)的油井B01进行了堵水作业,同时对相应水井A01进行调剖。最后井组初期日增油量23 m3(图11)。

图11 渤海B油田B01井堵水作业前后数据对比

4 结论

1)基于渤海B油田实际岩心资料及开发动态数据,明确了该油田无效水循环带的判别方法,应用该方法对11口油井进行了治理,均取得了较好的增油效果。

2)筛选油田含水率高于90%的油井,分析单井含水率导数变化及水驱特征曲线形态,对含水率导数出现峰值、水驱特征曲线出现偏离直线且上翘现象的油井鉴定为存在无效水循环带。