郭康良，蘇可心，舒 曼(長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北 荊州 434023)

底水油藏人工隔層形態(tài)數(shù)值模擬研究
——以歡616區(qū)塊為例

郭康良，蘇可心，舒 曼(長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北 荊州 434023)

為了解遼河油田歡616區(qū)塊底水油藏人工隔層形態(tài)，根據(jù)該區(qū)塊的實際情況，進(jìn)行人工隔層形態(tài)數(shù)值建模，研究了人工隔層形態(tài)影響因素。結(jié)果表明，當(dāng)堵劑注入量、堵劑粘度和注入壓力相同的條件下，隔層半徑隨注入速度的增大而減??；當(dāng)堵劑注入速度、堵劑粘度和注入壓力相同的條件下，隔層半徑隨注入量的增加而增大；當(dāng)堵劑注入速度、堵劑粘度和注入量相同的條件下，隔層半徑隨注入壓力的增大而增大，但是當(dāng)注入壓力達(dá)到一定值且堵劑可以完全注入后，再增大注入壓力對隔層的半徑幾乎無影響；當(dāng)堵劑注入速度、注入壓力和注入量相同的條件下，當(dāng)堵劑粘度低于一定值時，其對于隔層形態(tài)的影響較小，而當(dāng)堵劑粘度高于一定值且不能完全注入時，其對于隔層形態(tài)的影響較大。

底水油藏;人工隔層;數(shù)值模擬；歡616區(qū)塊

經(jīng)過多年的堵水調(diào)剖研究，在化學(xué)堵水機理方面通過物理模擬得到一些定性結(jié)論[1-2]。由于物理模擬中考慮的參數(shù)相對較少，而油田作業(yè)現(xiàn)場的堵水調(diào)剖受多種因素的影響，因而得出的結(jié)論可能帶有局限性。為此，筆者根據(jù)遼河油田歡616底水油藏的基本情況，通過人工隔層形態(tài)數(shù)值建模，對影響人工隔層形態(tài)的相關(guān)因素進(jìn)行研究，為油田堵水調(diào)剖施工提供參考。

1 基本地質(zhì)特征

歡喜嶺油田歡616塊地理位置位于遼寧省凌海市佑衛(wèi)鄉(xiāng)安屯村東5km，構(gòu)造位置位于遼河盆地西部凹陷西斜坡歡曙上臺階中段，東北與歡60塊相鄰，西南為歡127塊。該區(qū)塊勘探程度較高。1975年開始地震勘探，至 1993年三維地震已全面覆蓋。通過錄井資料分析及相鄰斷塊巖性資料分析可知，該區(qū)塊巖性較細(xì)，主要以含泥或泥質(zhì)粉砂巖、粉細(xì)砂巖及不等粒砂巖為主。

2 人工隔層堵水機理

常規(guī)化學(xué)堵水一般使用聚合物凝膠類堵劑或顆粒沉淀類堵劑，其堵水機理是通過封堵地層孔隙流動通道來實現(xiàn)剖面調(diào)整及流體轉(zhuǎn)向。人工隔層堵水機理則是以凝膠作為骨架，將耐高溫有機顆粒充填于凝膠空隙中，既使調(diào)堵劑段塞被突破后，由于耐高溫有機顆粒的存在，對于高滲層和竄流通道仍有很強的封堵作用，使流動通道逐漸變窄，形成流動阻力而限制或阻止流體通過[3]。

3 人工隔層形態(tài)數(shù)值建模

3.1數(shù)值模擬方案

模擬各種因素對底水錐進(jìn)的影響，建立了15×12×16的徑向網(wǎng)格模型，在I方向分別取半徑為2×1.5m、1×2.0m、10×2.5m、1×10m和1×30m的圓，在J方向?qū)A分成12等份(每等份為30°)，在K方向?qū)⒛Ｐ涂v向分為16層(包括15個油層和1個水層)，分別為10×2.0m、5×1.0m和1×50.0m。在研究各因素對底水錐進(jìn)的影響時，各參數(shù)取值分別如下：隔層位置在油水界面以上3m和5m；射孔段分別為4、6和8m；隔層半徑分別為10、15和20m；采油速度分別為1%、2%和3%。

3.2人工隔層形態(tài)影響因素分析

1)注入速度 在堵劑注入量為500m3、粘度50mPa·s和注入壓力10MPa的條件下，注入速度分別為12、18和24m3/h時的隔層形態(tài)剖面圖如圖1所示。由圖1可知，注入速度為12m3/h時的隔層體積最大,注入速度為18m3/h時的隔層體積較大，注入速度為24m3/h時的隔層體積較小。因此，當(dāng)堵劑注入量、注入粘度和注入壓力相同的條件下，隨著注入速度的增加，注入堵劑形成的隔層體積減小。為此，應(yīng)該根據(jù)實際地層參數(shù)的需要選取不同堵劑注入速度來構(gòu)建適合的隔層體積。

2)注入量 在堵劑注入速度12m3/h、粘度50mPa·s和注入壓力10MPa的條件下，注入量分別為300、500和700m3時的隔層形態(tài)剖面圖如圖2所示。從圖2可以看出，注入量為700m3時隔層半徑最大，注入量為500m3時隔層半徑較大，注入量為300m3的隔層半徑較小，這表明隔層半徑隨注入量的增加而增大，因而注入量的大小對于隔層半徑的影響十分顯著。

圖1 注入速度分別為12、18和24m3/h時的隔層形態(tài)剖面圖

圖2 注入量分別300、500和700m3時的隔層形態(tài)剖面圖

3)注入壓力 在注入速度12m3/h、注入體積500m3和粘度50mPa·s的條件下，注入壓力分別為7、10和13MPa時的隔層形態(tài)剖面圖如圖3所示。從圖3可以看出，在注入壓力為7MPa的隔層形態(tài)時，隔層半徑明顯比注入壓力為10MPa和13MPa的隔層半徑要小，而注入壓力為10MPa和13MPa的隔層半徑基本相同。這表明隔層半徑隨注入壓力的增大而增大，但是當(dāng)注入壓力達(dá)到一定值且堵劑可以完全注入后，再增大注入壓力對隔層的半徑幾乎無影響。

4)堵劑粘度 在堵劑注入速度12m3/h，注入量500m3和注入壓力10MPa的條件下，堵劑粘度分別為25、50和100mPa·s時的隔層形態(tài)剖面圖如圖4所示。從圖4可以看出，當(dāng)堵劑粘度足夠低(25和50mPa·s)且可以完全注入時，隔層的半徑?jīng)]有明顯變化；當(dāng)堵劑粘度足夠高(100mPa·s)且不能完全注入時，隔層半徑減小，縱向上隔層厚度也減小。究其原因是堵劑粘度增大后，堵劑在平面上流動較差，縱向上流動較好。因此，當(dāng)堵劑粘度低于一定值時，其對于隔層形態(tài)的影響較??；當(dāng)堵劑粘度高于一定值且不能完全注入時，其對于隔層形態(tài)的影響較大。

4 結(jié) 論

1)當(dāng)堵劑注入量、堵劑粘度和注入壓力相同的條件下，隔層體積隨注入速度的增大而減小。

2)當(dāng)堵劑注入速度、堵劑粘度和注入壓力相同的條件下，隔層半徑隨注入量的增加而增大。

3) 當(dāng)堵劑注入速度、堵劑粘度和注入量相同的條件下，隔層半徑隨注入壓力的增大而增大，但是當(dāng)注入壓力達(dá)到一定值且堵劑可以完全注入后，再增大注入壓力對隔層的半徑幾乎無影響。

圖3 注入壓力分別為7、10和13MPa時的隔層形態(tài)剖面圖

圖4 粘度分別為25、50和100mPa·s時的隔層形態(tài)剖面圖

4) 當(dāng)堵劑注入速度、注入壓力和注入量相同的條件下，當(dāng)堵劑粘度低于一定值時，其對于隔層形態(tài)的影響較?。划?dāng)堵劑粘度高于一定值且不能完全注入時，其對于隔層形態(tài)的影響較大。

[1]趙明宸,吳曉東,席長豐，等.底水稠油油藏蒸汽吞吐底水與夾層關(guān)系數(shù)值模擬[J].石油鉆采工藝，2006，28(3)：56-58.

[2]李勝文,劉雪峰,趙德寶.歡喜嶺油田歡616塊巨厚底水油藏開采技術(shù)研究[J]. 石油地質(zhì)與工程，2008，22(6):4-6.

[3]韓大匡.油藏數(shù)值模擬基礎(chǔ)[M].北京：石油工業(yè)出版社，1993.

[編輯] 李啟棟

TE345

A

1673-1409(2012)05-N120-02

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.05.039

2012-02-24

郭康良(1963-)，男，1985年大學(xué)畢業(yè)，博士，教授，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)地質(zhì)方面的教學(xué)與研究工作。