靳彥欣，史樹彬，付 瑋，王 濤，徐 鵬

(1.中石化勝利油田分公司，山東 東營 257000；2.中國石油大學(xué)，山東 青島 266555)

?

特高含水油藏深部調(diào)剖技術(shù)界限研究

靳彥欣1，史樹彬1，付 瑋2，王 濤1，徐 鵬1

(1.中石化勝利油田分公司，山東 東營 257000；2.中國石油大學(xué)，山東 青島 266555)

在分析特高含水油藏深部調(diào)剖效果變差原因的基礎(chǔ)上，確定了影響深部調(diào)剖效果的地質(zhì)因素和開發(fā)因素等技術(shù)指標(biāo)，利用數(shù)值模擬方法建立了符合中、高滲透油藏地質(zhì)特征的概念模型，并制訂了特高含水油藏深部調(diào)剖技術(shù)界限圖版。研究表明：原油黏度小于5 mPa·s，滲透率級差小于2的油藏均不適合深部調(diào)剖；含水率為90%～95%，封堵半徑為0.4～0.6倍井距時調(diào)剖效果較好；含水率為95%～98%，封堵半徑為0.6～0.8倍井距時調(diào)剖效果較好。勝坨油田、溫米油田和腰英臺油田特高含水區(qū)塊48個井組的調(diào)剖結(jié)果驗證了深部調(diào)剖技術(shù)界限準(zhǔn)確性，為特高含水油藏深部調(diào)剖選井選層決策提供了一條可行的捷徑。

特高含水；優(yōu)勢通道；深部調(diào)剖；數(shù)值模擬；技術(shù)界限；圖版；勝坨油田

引 言

中、高滲透水驅(qū)油藏進(jìn)入特高含水期后，由于儲層非均質(zhì)性導(dǎo)致的驅(qū)替不均衡是制約采收率進(jìn)一步提高的主要因素[1]。深部調(diào)剖作為調(diào)控儲層非均質(zhì)性的重要手段，在中、高含水階段取得了良好的效果。但進(jìn)入特高含水期后實(shí)施效果變差，主要原因是特高含水開發(fā)階段，不同優(yōu)勢滲流通道[2-4]區(qū)域的儲層條件影響了深部調(diào)剖的實(shí)施效果，其中大孔道發(fā)育區(qū)滲透率高、孔喉半徑大和強(qiáng)水淹半徑深的特征使注入水無效竄流更加嚴(yán)重[5-11]，高滲透條帶區(qū)[12-13]分布范圍廣和含油飽和度低的特征使后續(xù)水驅(qū)油效率越來越低。在綜合考慮儲層非均質(zhì)性、原油黏度、調(diào)剖時機(jī)、封堵半徑等因素對深部調(diào)剖效果影響程度的基礎(chǔ)上，利用數(shù)值模擬方法開展了特高含水油藏深部調(diào)剖技術(shù)界限研究，并制訂了相應(yīng)圖版，為中、高滲透油藏特高含水期深部調(diào)剖選井選層決策提供一條捷徑。

1 數(shù)值模擬模型建立

為使研究方便合理，建立了一套相對較細(xì)的51×51直角網(wǎng)格系統(tǒng)，其中x、y方向的網(wǎng)格尺寸均為5.0 m；縱向上劃分為10個模擬層，各層厚度均為1 m的正韻律模型。油層埋深為2 000 m，滲透率為1 000×10-3～10 000×10-3μm2，孔隙度為30%。地層原油黏度為1～60 mPa·s，注入水黏度為0.5 mPa·s，巖石壓縮系數(shù)為3×10-5MPa-1，定液量生產(chǎn)。模擬過程需利用油水相對滲透率曲線[14]。

2 特高含水油藏深部調(diào)剖技術(shù)界限確定

影響深部調(diào)剖效果的因素有很多，在研究過程中評價指標(biāo)以提高采收率幅度值為主，剩余油飽和度為輔。技術(shù)指標(biāo)分為地質(zhì)因素和開發(fā)因素，其中地質(zhì)因素包括滲透率級差、原油黏度、優(yōu)勢通道所占比例，開發(fā)因素包括調(diào)剖時機(jī)和封堵半徑[15]。利用所建立的概念模型，研究各技術(shù)指標(biāo)對深部調(diào)剖的技術(shù)界限。

2.1 地質(zhì)因素技術(shù)界限

在地質(zhì)因素中，滲透率級差分別為2、3、5、8、10，原油黏度為1～60 mPa·s，優(yōu)勢通道所占比例分別為0.1、0.2、0.3。為使計算結(jié)果更加直觀，研究過程中確定優(yōu)勢通道比例，建立其他2個參數(shù)變化的地質(zhì)模型。模擬分為2個階段：①水驅(qū)至含水率達(dá)到95%，注入0.04倍孔隙體積的調(diào)剖劑；②繼續(xù)水驅(qū)至含水率達(dá)到98%。根據(jù)模擬結(jié)果，建立了不同優(yōu)勢通道比例下原油黏度與提高采收率幅度關(guān)系圖版(圖1)。

由圖1可知，當(dāng)原油黏度小于5 mPa·s時，水油流度比較小，水驅(qū)波及程度高，含水率達(dá)到95%時，采出程度達(dá)到53%，剩余油飽和度較低，深部調(diào)剖效果較差。同理，當(dāng)滲透率級差小于2時，儲層非均質(zhì)性較弱，水驅(qū)油類似活塞驅(qū)，驅(qū)油效率高，調(diào)剖潛力小。當(dāng)原油黏度為5～20 mPa·s、優(yōu)勢通道比例為0.3且滲透率級差達(dá)到8時，深部調(diào)剖才能取得較好的效果，這是因為原油黏度偏低，只有當(dāng)級差達(dá)到一定程度才具有深部調(diào)剖的潛力。當(dāng)原油黏度為20～30 mPa·s，優(yōu)勢通道比例為0.2且滲透率級差達(dá)到3時，深部調(diào)剖效果較好，此時，優(yōu)勢通道與非優(yōu)勢通道的剩余油飽和度之差達(dá)到10%以上，調(diào)剖潛力較大。當(dāng)原油黏度大于30 mPa·s時，優(yōu)勢通道內(nèi)基本為殘余油，而非優(yōu)勢通道內(nèi)平均剩余油飽和度也可達(dá)到40%以上，只要滲透率級差大于2均能取得較好的深部調(diào)剖效果。綜上所述，原油黏度越大，對優(yōu)勢通道和滲透率級差的限制就越小，深部調(diào)剖效果也越好。深部調(diào)剖地質(zhì)因素技術(shù)界限統(tǒng)計見表1。

圖1 原油黏度與提高采收率幅度關(guān)系圖版

2.2 開發(fā)因素技術(shù)界限

利用模型研究調(diào)剖時機(jī)的技術(shù)界限，模擬優(yōu)勢通道所占比例為0.1，滲透率級差分別為2、3、5、8、10，調(diào)剖時機(jī)分別為90%、95%、98%時的提高采收率幅度，模擬結(jié)果如圖2所示。

表1 深部調(diào)剖地質(zhì)因素技術(shù)界限

圖2 不同含水時刻下提高采收率幅度對比

由圖2可知，同一滲透率級差下調(diào)剖時機(jī)越早，提高采收率幅度越大，因為時機(jī)越早，剩余油飽和度越高，調(diào)剖潛力越大，且滲透率級差越大差別越明顯。

利用概念模型研究封堵半徑的技術(shù)界限，優(yōu)勢通道所占比例為0.1，模擬含水率為90%、95%、98%，封堵半徑為高滲層中油水井井距的0.2、0.4、0.6、0.8、1.0倍時的調(diào)剖效果，模擬結(jié)果如圖3所示。

圖3 封堵半徑與提高采收率幅度關(guān)系

由圖3可知，當(dāng)含水率小于95%時，隨著滲透率級差的增大，封堵半徑為0.4～0.6倍井距的調(diào)剖效果最好。此時，優(yōu)勢通道還有部分剩余油未被采出，調(diào)剖半徑過大容易污染該部分剩余油，而調(diào)剖半徑較小會導(dǎo)致后續(xù)注入水很容易發(fā)生繞流，造成波及系數(shù)降低。當(dāng)含水率為95%～98%時，封堵半徑為0.6～0.8倍井距的調(diào)剖效果最好。此時，優(yōu)勢滲流通道基本為殘余油，調(diào)剖半徑過小時注入水很容易發(fā)生繞流，造成后續(xù)水波及系數(shù)不高，深部調(diào)剖效果不明顯。

3 實(shí)例驗證

利用所建立的特高含水油藏深部調(diào)剖地質(zhì)因素和開發(fā)因素技術(shù)界限，分析了2007年至2013年勝利油田、溫米油田和腰英臺油田8個區(qū)塊48口井的調(diào)剖實(shí)施情況，分析結(jié)果見表2。

表2 特高含水區(qū)塊調(diào)剖井選井與實(shí)施效果情況分析

由表2可知，溫西三區(qū)塊和勝二區(qū)坨143區(qū)塊盡管存在優(yōu)勢通道，但原油黏度小于5 mPa·s，不能取得良好的調(diào)剖效果；腰北1井區(qū)原油黏度大于5 mPa·s，且滲透率級差大于8，深部調(diào)剖效果顯著；勝二區(qū)沙二1～2砂組等4個區(qū)塊原油黏度大于20 mPa·s，且滲透率級差大于2，深部調(diào)剖也取得很好的效果。上述實(shí)例證明了特高含水油藏深部調(diào)剖技術(shù)界限是合理準(zhǔn)確的。

4 礦場應(yīng)用

利用深部調(diào)剖技術(shù)界限在勝坨油田坨28斷塊10砂組的ST3-6-900試驗區(qū)開展了應(yīng)用。井區(qū)含油面積為0.4 km2，有效厚度為10 m，石油地質(zhì)儲量為137.3×104t，采出程度為34.7%。滲透率級差為4.8、地層原油黏度為35 mPa·s、優(yōu)勢通道所占比例為0.1、調(diào)剖時機(jī)為含水率達(dá)到97.8%，通過分析優(yōu)選了ST3-6-09調(diào)剖井組和ST3-6-900調(diào)剖井組。2013年9月實(shí)施調(diào)剖后，油水井均見到了良好的效果，2個井組注入壓力均由0 MPa上升至13.5 MPa，啟動壓力升高，吸水指數(shù)降低。對應(yīng)油井含水率均明顯下降(圖4)，累計增油達(dá)到了1 531 t，取得了良好的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。

圖4 ST3-6-900試驗區(qū)調(diào)剖前后生產(chǎn)曲線

5 結(jié) 論

(1) 建立了能夠反應(yīng)中、高滲透油藏基本地質(zhì)特征的概念模型，確定了影響深部調(diào)剖效果的滲透率級差、優(yōu)勢通道所占比例、原油黏度、調(diào)剖時機(jī)和封堵半徑等技術(shù)指標(biāo)。

(2) 制訂了特高含水油藏深部調(diào)剖技術(shù)界限圖版，原油黏度太低和滲透率級差太小均不適合深部調(diào)剖，調(diào)剖時機(jī)越早越好，且不同調(diào)剖時機(jī)下封堵半徑也有一定的范圍。

(3) 通過對特高含水區(qū)塊的48口調(diào)剖井的分析和坨28斷塊2個井組的應(yīng)用驗證了深部調(diào)剖技術(shù)界限的準(zhǔn)確性，為特高含水油藏深部調(diào)剖選井選層決策提供了一條可行的捷徑。

[1] 王德龍，等.非均質(zhì)油藏注采井組均衡驅(qū)替效果研究[J].西南石油大學(xué)學(xué)報，2011，33(5)：122-125.

[2] 姜漢橋.特高含水期油田的優(yōu)勢滲流通道預(yù)警及差異化調(diào)整策略[J].中國石油大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2013，37(5)：114-119.

[3] 龔晶晶，唐小云，曹華，等.曲流河儲層優(yōu)勢滲流通道特征及剩余油分布研究[J].石油天然氣學(xué)報，2014，36(7)：117-121.

[4] 郝金克.利用無因次壓力指數(shù)定性識別優(yōu)勢通道[J].特種油氣藏，2014，21(4)：123-125.

[5] 丁樂芳，朱維耀，王鳴川，等.高含水油田大孔道參數(shù)計算新方法[J].油氣地質(zhì)與采收率，2013，20(5)：92-95.

[6] 劉海波.大慶油區(qū)長垣油田聚合物驅(qū)后優(yōu)勢滲流通道分布及滲流特征[J].油氣地質(zhì)與采收率，2014，21(5)：69-72.

[7] 汪廬山，關(guān)悅，劉承杰，等.利用油藏工程原理描述優(yōu)勢滲流通道的新方法[J].科學(xué)技術(shù)與工程，2013，13(5)：1155-1159.

[8] 曹亞明，鄭家朋，孫桂玲，等.南堡陸地中淺層油藏優(yōu)勢滲流儲層特征研究[J].石油天然氣學(xué)報，2013，35(4)：114-117.

[9] 鄭宇霞，梁于文，蘇愛芹，等.優(yōu)勢滲流通道評價技術(shù)在胡狀集油田的應(yīng)用[J].斷塊油氣田，2008，15(4)：63-65.

[10] 李秀蘭.優(yōu)勢滲流通道中的高速非達(dá)西滲流動態(tài)特征分析[J].石油地質(zhì)與工程，2009，23(6)：93-96.

[11] 孫明，李治平.注水開發(fā)砂巖油藏優(yōu)勢滲流通道識別與描述[J].斷塊油氣田，2009，16(3)：50-52.

[12] 尹相文，夏凌燕，劉承杰，等.堵劑井間定位放置深部調(diào)剖優(yōu)化技術(shù)及應(yīng)用[J].特種油氣藏，2014，21(2)：141-143.

[13] 楊滿平，張淑婷，劉繼霞，等.中高滲砂巖油藏水驅(qū)后儲層參數(shù)變化規(guī)律[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2012，31(6)：59-63.

[14] 史樹彬，劉承杰，靳彥欣，等.高含水期油藏提液影響因素研究[J].石油地質(zhì)與工程，2012，26(5)：83-85.

[15] 錢欽，尚朝輝，于法珍，等.水驅(qū)油田調(diào)剖最佳封堵半徑的確定[J].石油天然氣學(xué)報，2005，27(3)：368-369.

編輯 劉 巍

20150115；改回日期：20150410

國家科技重大專項“勝利油田特高含水期提高采收率技術(shù)”子課題“整裝油田特高含水期提高采收率技術(shù)”(2011ZX05011-002)

靳彥欣(1974-)，男，教授級高級工程師，1998年畢業(yè)于石油大學(xué)(華東)石油工程專業(yè)，2004年畢業(yè)于該校地質(zhì)資源與地質(zhì)工程專業(yè)，獲博士學(xué)位，現(xiàn)從事堵水調(diào)剖和堵劑研發(fā)的科研工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.03.019

TE319

A

1006-6535(2015)03-0077-04