高倾角厚油层注水开发影响因素数值模拟——以H断块P油藏为例

田鸿照,田 方,桂军友,李 民,张 磊,徐传龙

(1.中国石油长城钻探工程公司地质研究院,辽宁盘锦,124010;2.中国石油吐哈油田油气生产服务中心,新疆鄯善,839000;3.中国石油长庆油田第四采油厂,陕西榆林,718500;4.中国石油长城钻探工程公司压裂公司,辽宁盘锦,124010)

1 概况

H断块整体为一北高南低的单斜构造,主要受岩性控制,具有砂体控藏的特点。主力油层为P油藏,以厚层、特厚层为主,其厚度占比超过70%,平均油层厚度70 m、最大单层厚度超过20 m;地层倾角为10°～23°,平均地层倾角17°,是典型的高倾角厚层油藏。P油藏以扇三角洲沉积为主,孔隙度17.4%～22.6%,平均20.9%,渗透率146×10-3～1 258×10-3μm2,平均703×10-3μm2,属中孔-中高渗储层。目前该油藏已进入注水开发阶段,由于地层倾角大、油层厚度大,油水重力分异作用对注水开发影响很大,正确认识影响注水开发效果的主要因素成为开发好此类油藏的关键[1]。

前人在该方面开展过大量的研究,曹蕾[2]、程大勇等[3]主要研究了重力作用对注水开发的影响;张官亮[4]、关云等[5]、张瑾琳等[6]主要研究了厚油层水驱规律及影响因素;安玉华等[7]、张占女等[8]主要研究了厚油层油藏提高采收率的方法,但将高倾角和厚油层结合起来的研究相对较少,由于物理模拟难度大、工作量繁琐,难以将各种注水开发影响因素都通过物理模型来实现。为了更好地指导P油藏注水开发,通过数值模拟方法系统研究了注采构造位置、地层倾角、油层厚度、储层韵律性、注采比、采油速度、地层压力保持水平等7个主要因素对注水开发效果的影响,为油田制定注水开发策略提供依据。

2 机理模型设计

结合P油藏的特点,设计并应用ECLIPSE软件建立了基本的机理模型,在单因素分析中只改变某个因素进行论证,该基本模型的相关参数如表1所示。

表1 机理模型设置参数

模型中考虑7种韵律,分别是:均质韵律、正韵律(由上往下渗透率144×10-3→1 256×10-3μm2,级差278×10-3μm2)、反韵律(从上往下渗透率1 256×10-3→144×10-3μm2,级差278×10-3μm2)、复合正韵律、复合反韵律、正反复合韵律(从下往上渗透率1 256×10-3→144×10-3→1 256×10-3,级差112.5×10-3μm2)、反正复合韵律(从下往上渗透率144×10-3→1 256×10-3→144×10-3μm2,级差112.5×10-3)。

3 主要影响因素

3.1 注采位置的影响

为分析注采井在构造高部位或低部位时的渗流机理,以机理模型为基础,将其他参数设置为:①注水时机:以天然能量生产13个月后注水;②注采比1.0;③地层倾角17°;④油层厚度70 m;⑤设置单位厚度日产液量恒定,此处取单位厚度日产液量为1 m3;⑥设置低部注高部采和高部注低部采两种注采模式。

对比不同韵律、不同注采关系下注水开发20年时的采出程度,如表2所示,不管是反韵律还是正韵律,低部注高部采时的采出程度更高[9]。以正韵律储层为例,如图1所示,低部注高部采时采出程度为27.6%,高部注低部采时采出程度仅为11.6%,相差16个百分点。这是因为低部注高部采模式下注入水的波及区域更大,剩余油更少,驱替效果更好。

图1 低注高采(a)与高注低采(b)油水饱和度垂向剖面

表2 不同韵律不同注采关系下注水开发20年采出程度

3.2 地层倾角的影响

对地层倾角的影响进行单因素分析时,以机理模型为基础,除了基本模型中的参数外,将其他参数设置为:①注水时机:以天然能量生产13个月后注水;②韵律为均质韵律;③注采方式为低部注高部采;④注采比1.0;⑤油层厚度70 m;⑥设置单位厚度日产液量恒定,此处取单位厚度日产液量为1 m3/(d·m);⑦设置地层倾角分别为5°、10°、15°、20°、25°、30°、35°、45°。

对比不同地层倾角下注水开发20年的采出程度,如图2所示,在低部注高部采情况下,随着倾角从5°增大至45°,采出程度由27.4%提高至41.5%,但倾角较小时增速快、倾角较大时增速有所减缓。倾角越大,低部位水驱的非活塞式驱替越弱,水驱较为均匀,这与重力分异作用密切相关。在其他条件相同时,倾角越大,对注入水重力低伏的抑制作用越强(在重力作用下,注入水先沿储层低部位注入,即重力低伏作用),注入水沿底部的突进作用越弱,驱替也就更为均匀,而且注入水一旦形成水流通道,后续注入水会继续沿着这个通道流动。因此,对于倾角较小的储层,注入水会优先沿低部位注入而形成水流通道,驱替效果变差。

图2 不同倾角下注水开发20年的采出程度状况

3.3 油层厚度的影响

对油层厚度的影响进行单因素分析时,以机理模型为基础,除了基本模型中的参数外,将其他参数设置为:①注水时机:以天然能量生产13个月后注水;②韵律为均质韵律;③注采方式:低部注高部采;④注采比1.0;⑤倾角17°;⑥设置单位厚度日产液量恒定,即井的产量与厚度成正比,此处取单位厚度日产液量为1 m3/(d·m),其他参数与基本模型相同;⑦油层厚度分别为10、30、50、70、90、120、150 m。

对比不同油层厚度下注水开发20年的采出程度,如图3所示,油层厚度从10 m增大至150 m,采出程度从36.8%降低至31.7%。但具体变化规律有所差别,当厚度小于30 m时,随着厚度减小,采出程度降低速度较慢;当厚度大于30 m时,随着厚度的减小,采出程度降低速度较快。因此,应根据油层水淹状况,充分利用隔夹层发育特征,及时开展分层注水,提高油田开发效果[10-11]。

图3 不同厚度下注水开发20年的采出程度状况

3.4 储层韵律性的影响

对储层韵律的影响进行单因素分析时,以机理模型为基础,除了基本模型中的参数外,将其他参数设置为:①注水时机:以天然能量生产13个月后注水;②注采比1.0;③注采方式为低部注高部采;④地层倾角17°;⑤油层厚度70 m;⑥设置单位厚度日产液量恒定,此处取单位厚度日产液量为1 m3/(d·m)。

对比不同储层韵律下注水开发20年的采出程度,如图4所示,开发效果由好到差的韵律顺序是:反韵律→复合反韵律→反正复合韵律→均质韵律→正反复合韵律→复合正韵律→正韵律。最有利的韵律形式是反韵律、采出程度高达42.2%,最不利的韵律形式是正韵律、采出程度仅为27.6%。从三种基本韵律的油水饱和度垂向剖面可以看出,反韵律时的波及区域最大、剩余油最少、驱替效果最好[12],均质韵律居中,正韵律则最差(图5)。对于正韵律与均质韵律储层,重力低伏作用较强,而对于反韵律储层,低部位的渗透率相对较低,渗流阻力相对较大,因而抑制了注入水的重力低伏作用,驱替效果变好。

图4 不同韵律下注水开发20年的采出程度状况

图5 三种基本韵律下注水开发油水饱和度垂向剖面分布对比

3.5 注采比的影响

对注采比的影响进行单因素分析时,以机理模型为基础,除了基本模型中的参数外,将其他参数设置为:①注水时刻:以天然能量生产13个月后注水;②韵律为均质韵律;③注采方式为低部注高部采;④地层倾角17°;⑤油层厚度70 m;⑥设置单位厚度日产液量恒定,此处取单位厚度日产液量为1 m3/(d·m);⑦注采比分别为0.5、0.8、1.0、1.1、1.2。

对比不同注采比下注水开发20年的采出程度,如图6所示,当注采比从0.5增大至1.0时,采出程度从17.1%提高到33.3%;当注采比从1.0继续增大至1.2时,采出程度反而降低到29.4%,因此,1.0 是最优注采比,能够保持均衡注采开发。

图6 不同注采比下注水开发20年的采出程度状况

3.6 采油速度的影响

对采油速度的影响进行单因素分析时,除了基本模型中的参数外,将其他参数设置为:①注水时机:以天然能量生产13个月后注水;②韵律为均质韵律;③注采方式为低部注高部采;④地层倾角17°;⑤油层厚度70 m;⑥注采比1.0;⑦采油速度分别为1.5%、2.0%、2.5%、3.0%、3.5%、4.0%。

对比不同采油速度下注水开发20年的采出程度,如图7所示,采油速度从1.5%增大至4.0%的过程中,采出程度先提高后降低,当采油速度为3.0%时,达到最高值40.1%,此时的采油速度为最优采油速度。

图7 不同采油速度下注水开发20年的采出程度状况

3.7 地层压力保持水平的影响

对地层压力保持水平的影响进行单因素分析时,除了基本模型中的参数外,将其他参数设置为:①注水时机:以天然能量生产13个月后注水;②韵律为均质韵律;③注采方式为低部注高部采;④注采比1.0;⑤倾角17°;⑥油层厚度70 m;⑦此处定产油量100 m3/d;⑧地层压力保持水平设置为原始地层压力的90%、80%、70%、60%、50%。

对比不同地层压力保持水平下注水开发20年的采出程度,如图8所示,随着地层压力保持水平从100%降低至40%,采出程度从42.8%降低至20.4%,当地层压力保持水平较高时,采出程度降低幅度较小,最小为0.8个百分点;当地层压力保持水平较低时,采出程度降低幅度较大,最大为9.1个百分点。因此,当地层压力保持在70%～80%时,既能利用天然能量节约开发成本,又能获得较高的采收率。

图8 不同压力保持水平下注水开发20年的采出程度状况

4 结论

以H断块P油藏为例,通过数值模拟方法分析了影响高倾角厚油层注水开发效果的7个主要因素,得出以下结论。

1)注水井部署在构造低部位、采油井部署在构造高部位有利于充分发挥油水重力分异作用,提高驱替效果和采收率;地层倾角越大、油水重力分异作用越明显,采收率也越高。

2)当油层厚度小于30 m时,随厚度减小采出程度降低速度较慢,当厚度大于30 m时,随厚度减小采出程度降低速度较快。

3)反韵律储层因底部较低的渗透率抑制了注入水的重力低伏,采收率较其他韵律储层更高,正韵律储层驱替效果最差。

4)最优注采比大约为1.0,最优采油速度为3%,地层压力保持在原始地层压力的70%～80%时,可以获得更好的开发效果。