羅立娟

（中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司第十采油廠,黑龍江大慶 166405）

長(zhǎng)垣外圍扶楊油層為低、特低滲透性儲(chǔ)層,油層孔隙度9.2%～19.8%,空氣滲透率（0.2～44.7）×10-3μm2,油井地層壓力6.2～8.0 MPa,累計(jì)注采比大于2 的儲(chǔ)量占89.5%（見(jiàn)表1）。目前油田注采比研究主要集中在合理注采比計(jì)算［1-5］及影響因素分析等方面［6-7］,關(guān)于低、特低滲透性儲(chǔ)層高注采比成因的研究較少［8］,注入水構(gòu)成量化方面尚屬空白。本文從儲(chǔ)層砂體特征出發(fā),結(jié)合室內(nèi)巖心吸水實(shí)驗(yàn),構(gòu)建了三維全地層地質(zhì)模型。通過(guò)數(shù)值模擬,對(duì)注入水構(gòu)成進(jìn)行了定量計(jì)算,揭示了高注采比的成因,給出低、特低滲透性儲(chǔ)層的合理注采比。

表1 長(zhǎng)垣外圍扶楊油層儲(chǔ)量分布統(tǒng)計(jì)

1 扶楊油層儲(chǔ)層砂體特征

長(zhǎng)垣外圍扶楊油層骨架砂體主要為河道砂體,河道底部有明顯的泥巖滯留沉積。一個(gè)完整的河道一般由多期單一河道沉積而成,電測(cè)曲線具有明顯的正旋回特征。河道內(nèi)部由于巖性或物性變化存在泥質(zhì)或鈣質(zhì)夾層。通過(guò)對(duì)A1 井巖心觀察,FⅠ23層河道砂體從下往上含油性、巖性依次為：0.21 m含鈣粉砂巖→1.55 m 油浸粉砂巖→0.34 m 粉砂質(zhì)泥巖→0.90 m 油斑或油浸粉砂巖→0.22 m 粉砂質(zhì)泥巖→0.33 m 油浸泥質(zhì)粉砂巖（見(jiàn)圖1）。FⅠ23層河道砂巖厚度為3.55 m,而實(shí)際生產(chǎn)中測(cè)井僅解釋了油浸粉砂巖的厚度,有效砂巖厚度為1.55 m（見(jiàn)圖2）；存在2 m非有效砂巖厚度未解釋［9-10］,其巖性比有效砂巖的巖性差,主要為含鈣粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖。統(tǒng)計(jì)長(zhǎng)垣外圍8個(gè)典型區(qū)塊非有效砂巖厚度與有效砂巖厚度比值為0.8～1.6。

圖1 A1井FⅠ23層巖心觀察

圖2 A1井FⅠ23層綜合柱狀圖

2 巖心室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

為驗(yàn)證非有效砂巖及非儲(chǔ)層的吸水性［11］,開(kāi)展了扶楊油層3 口取心井52 塊巖樣靜態(tài)吸水能力評(píng)價(jià)和12塊非均質(zhì)并聯(lián)巖樣動(dòng)態(tài)吸水能力評(píng)價(jià)。

2.1 巖心靜態(tài)吸水能力評(píng)價(jià)

吸水體積比例=某一階段吸水體積/巖心表觀體積×100%。

式中,Vn為某一巖心吸水體積,cm3；Vm為巖心表觀體積,cm3。

將巖心烘干稱重后浸沒(méi)到模擬地層水中,靜置24 h時(shí)后稱重計(jì)算巖心吸水體積。室內(nèi)巖心靜態(tài)吸水實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明,不同巖性的吸水體積比例由大到小排序?yàn)椋耗噘|(zhì)粉砂巖→粉砂質(zhì)泥巖→含油粉砂巖→含鈣泥質(zhì)粉砂巖（見(jiàn)表2）。

表2 吸水體積比例與巖性關(guān)系統(tǒng)計(jì)

通過(guò)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析,隨巖心孔隙度增加,吸水體積比例呈先升高后降低的趨勢(shì)（見(jiàn)圖3）；巖心滲透率與吸水體積比例無(wú)明顯線性關(guān)系（見(jiàn)圖4）。低、特低滲透性巖心的吸水排氣過(guò)程主要依靠毛管力作用,受孔喉連通性影響較小,當(dāng)孔隙度較大時(shí),大孔喉比例增加,毛管力明顯降低,導(dǎo)致吸水體積比例下降,因此巖心靜態(tài)吸水能力與巖性關(guān)系密切,而與物性不具有單調(diào)變化關(guān)系。

圖3 巖心吸水體積比例隨時(shí)間變化曲線

圖4 巖心吸水體積比例與滲透率關(guān)系

2.2 并聯(lián)巖心動(dòng)態(tài)吸水能力評(píng)價(jià)

為分析不同巖性、物性巖心動(dòng)態(tài)吸水能力,開(kāi)展了并聯(lián)巖心動(dòng)態(tài)吸水能力對(duì)比實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)流程見(jiàn)圖5。

圖5 并聯(lián)巖心動(dòng)態(tài)吸水能力評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)流程

實(shí)驗(yàn)步驟如下：

（1）巖心覆壓靜置：巖心烘干稱重,放入夾持器,按流程連接裝置,加圍壓10 MPa,穩(wěn)壓2 h以上。

（2）并聯(lián)低速注水：開(kāi)啟4 個(gè)夾持器入口,設(shè)置0.1 cm3·min-1的注入速度,恒速注入模擬地層水,當(dāng)任意一塊巖心出口的毛細(xì)管見(jiàn)水時(shí)停泵。

（3）稱重計(jì)量：取出巖心稱重,與實(shí)驗(yàn)前烘干重量的差值即為吸水量。

為了更好地量化巖心吸水能力,引入巖心動(dòng)態(tài)相對(duì)吸水比例In：

式中,Vn為某一巖心動(dòng)態(tài)吸水體積,cm3；Vo為并聯(lián)巖心總吸水體積,cm3。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明,不同巖性的相對(duì)吸水比例由大到小排序?yàn)椋汉头凵皫r→泥質(zhì)粉砂巖→粉砂質(zhì)泥巖→含鈣泥質(zhì)粉砂巖（見(jiàn)表3）。

表3 動(dòng)態(tài)吸水能力評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果統(tǒng)計(jì)

3 扶楊油層注入水構(gòu)成及合理注采比

3.1 全地層地質(zhì)模型構(gòu)建

針對(duì)長(zhǎng)垣外圍扶楊油層存在非有效砂巖吸水的實(shí)際,在實(shí)際地質(zhì)建模過(guò)程中引入“全地層”理念,即全地層地質(zhì)模型構(gòu)建由有效砂巖拓展到非有效砂巖及非儲(chǔ)層,同時(shí)在近井地帶近似刻畫油水井壓裂投產(chǎn)形成的人工縫,客觀地表征油藏注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中的真實(shí)吸水空間,解決了常規(guī)地質(zhì)模型［12］刻畫的孔隙體積遠(yuǎn)小于實(shí)際吸水空間和注水?dāng)M合精度低的問(wèn)題。

B1 區(qū)塊儲(chǔ)層孔隙度16%,空氣滲透率3.5×10-3μm2,為中孔低滲透性儲(chǔ)層,1991 年采用300 m×300 m 反九點(diǎn)井網(wǎng)投入開(kāi)發(fā)。模擬區(qū)域內(nèi)油井23 口,水井11口。區(qū)塊綜合含水49.6%,年注采比6.76,累計(jì)注采比5.31,采油速度0.06%,采出程度6.88%（見(jiàn)圖6）。

圖6 B1區(qū)塊井位

根據(jù)B1區(qū)塊注入水量化需要,首先構(gòu)建了考慮有效砂巖、非有效砂巖及非儲(chǔ)層的全地層模型,平面網(wǎng)格30 m×30 m,垂向上將47 個(gè)地質(zhì)層位細(xì)分為172 個(gè)建模層位,精細(xì)化地質(zhì)模型網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)數(shù)約為普通模型的4倍。依據(jù)單井砂巖頂?shù)咨钣?jì)算單井非儲(chǔ)層厚度、非有效砂巖厚度和有砂巖厚度［13］,然后計(jì)算各層非儲(chǔ)層厚度面、非有效砂巖厚度面和有效砂巖厚度面,以油層頂面構(gòu)造圖為約束,建立各層頂面構(gòu)造模型。采用相控建模方法［14-15］,分非儲(chǔ)層、非有效砂巖層和有效砂巖層建立區(qū)塊的巖相模型（見(jiàn)圖7）。應(yīng)用GR、AC、RMG、RMN、LLD 等測(cè)井曲線建立非儲(chǔ)層段神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)物性模型,計(jì)算其孔、滲參數(shù),儲(chǔ)層段非有效砂巖和有效砂巖采用已有常規(guī)測(cè)井解釋模型計(jì)算其孔、滲、飽參數(shù)（見(jiàn)表4）,解釋結(jié)果與巖心實(shí)測(cè)值基本吻合（見(jiàn)圖8）。根據(jù)非儲(chǔ)層和儲(chǔ)層參數(shù)計(jì)算結(jié)果對(duì)區(qū)塊全地層模型進(jìn)行屬性賦值。

表4 不同類型儲(chǔ)層物性及含油性參數(shù)計(jì)算結(jié)果

圖7 B1區(qū)塊全地層巖相模型

圖8 A4井巖性-物性交會(huì)圖

3.2 全地層數(shù)值模擬

在精細(xì)化全地層地質(zhì)建?；A(chǔ)上,應(yīng)用ECLIPSE數(shù)值模擬軟件的黑油模擬器建立B1 區(qū)塊的全地層數(shù)值模型［16］,模型網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)數(shù)約為167×104（92×106×172）。區(qū)塊初始地層壓力為8.8 MPa,地層原油黏度為13.6 mPa·s,原油體積系數(shù)為1.108,原油壓縮系數(shù)為8.6×10-4MPa-1,地面原油密度為0.857 g/cm3。模擬區(qū)地質(zhì)模型儲(chǔ)量360.10×104t,數(shù)值模擬計(jì)算儲(chǔ)量為363.03×104t,儲(chǔ)量擬合誤差為0.81%。

生產(chǎn)油井采用定液量生產(chǎn),注入水井采用定注入量、注入壓力限制。開(kāi)發(fā)時(shí)間為1991 年3 月,時(shí)間步長(zhǎng)一個(gè)月。全區(qū)累產(chǎn)液量、油量、水量和綜合含水等指標(biāo)均達(dá)到擬合要求,全區(qū)歷史擬合符合率達(dá)到85.0%（見(jiàn)圖9、圖10）。

圖9 B1區(qū)塊累計(jì)產(chǎn)液量擬合曲線

圖10 B1區(qū)塊含水率擬合曲線

3.3 注入水構(gòu)成量化及合理注采比

B1 區(qū)塊實(shí)際注入水量154.78×104m3,模型擬合注入水量133.11×104m3,注入水量擬合精度達(dá)到86%。通過(guò)綜合分析,模型中注入水量主要由有效砂巖吸水、非有效砂巖吸水、非儲(chǔ)層吸水、外溢水和采出水構(gòu)成,吸水比例分別為33.4%,32.5%,15.3%,13.8%,5.0%（見(jiàn)表5）。非有效砂巖和非儲(chǔ)層吸水比例占區(qū)塊吸水的47.8%,這是導(dǎo)致區(qū)塊注采比高的直接原因。

表5 B1區(qū)塊全地層模型注入水構(gòu)成

選擇產(chǎn)量最大為優(yōu)化目標(biāo),建立注水量、產(chǎn)油量、含水率和地層壓力的關(guān)系方程,應(yīng)用最優(yōu)化理論建立考慮非油層吸水的最優(yōu)化模型,計(jì)算區(qū)塊合理注采比［17-18］。低滲區(qū)塊合理注采比為2.0～2.5,特低滲區(qū)塊合理注采比為2.5～3.9,低、特低滲典型區(qū)塊目前注采比接近合理注采比計(jì)算值。近致密區(qū)塊由于非油層吸水比例大,計(jì)算的合理注采比值較高,需進(jìn)一步研究油層砂巖和非油層砂巖的吸水機(jī)理（見(jiàn)表6）。

表6 典型區(qū)塊合理注采比計(jì)算結(jié)果

4 結(jié)論

（1）長(zhǎng)垣外圍扶楊油層低、特低滲透性儲(chǔ)層骨架砂體主要為河道砂體,砂巖厚度可分為有效砂巖和非有效砂巖兩部分,非有效砂巖的巖性一般為含鈣粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖。

（2）巖心實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明,不同巖性的相對(duì)吸水比例由大到小排序?yàn)椋汉头凵皫r→泥質(zhì)粉砂巖→粉砂質(zhì)泥巖→含鈣泥質(zhì)粉砂巖,巖心吸水能力與巖心的物性成正相關(guān)性。

（3）低、特低滲透性油田注入水由有效砂巖、非有效砂巖和非儲(chǔ)層吸水、采出水和外溢水構(gòu)成。非有效砂巖和非儲(chǔ)層吸水是低、特低滲透油田高注采比的直接原因。

（4）低滲區(qū)塊合理注采比為2.0～2.5,特低滲區(qū)塊合理注采比為2.5～3.9。