崔文富

(中國石化勝利油田分公司 勝利采油廠,山東 東營 257051)

相對于油田高含水期甚至特高含水期初期,油田進入特高含水后期剩余油分布更加復(fù)雜,挖潛調(diào)整的難度更大[1-3]。勝坨油田長期注水開發(fā),目前已經(jīng)進入了特高含水后期,層內(nèi)、層間以及平面矛盾突出,剩余油分布非常零散,嚴重制約了水驅(qū)采收率的提高,迫切需要開展挖潛調(diào)整來進一步提高油田采收率[4-6],其中轉(zhuǎn)流線是特高含水后期改善開發(fā)效果的重要手段之一[7-10]。

針對雙河油田流線長期固定、高耗水條帶發(fā)育、注水沿優(yōu)勢方向突進的問題,通過對油井大幅降低產(chǎn)液,對水井進行差異性調(diào)配,從而促使液流發(fā)生轉(zhuǎn)向,擴大流線波及范圍,提高波及體積[11]。針對雙河油田某區(qū)塊高含水后期局部區(qū)域形成優(yōu)勢流場、注水井注水效率低、油井含水率高、剩余油分布零散、開發(fā)調(diào)整措施效果差的問題,提出了轉(zhuǎn)流線精細注采調(diào)整的方法,使原始流線旋轉(zhuǎn)一定角度,挖潛零散分布的剩余油[12]。針對江漢油區(qū)平面、縱向水驅(qū)不均衡的現(xiàn)象開展了流場調(diào)整技術(shù)研究,借助對剩余油分布的再認識,提出了井網(wǎng)調(diào)整轉(zhuǎn)流線的五種模式,即井網(wǎng)調(diào)整轉(zhuǎn)流線、協(xié)調(diào)注采引流線、綜合治理均衡流場、多級細分調(diào)剖面、注采耦合調(diào)流線[13]。針對孤東油田七區(qū)強注強采導(dǎo)致大孔道發(fā)育的問題,基于數(shù)值模擬技術(shù)開展了高含水油田轉(zhuǎn)流線調(diào)整研究,在剩余油潛力分析的基礎(chǔ)上通過實施注采轉(zhuǎn)換轉(zhuǎn)變流線,取得了較好的實施效果[14]。以孤東油田六區(qū)為研究對象,根據(jù)剩余油分布特征、目前井網(wǎng)狀況,以投入產(chǎn)出比為目標(biāo)提出了井網(wǎng)轉(zhuǎn)流線調(diào)整方案[15]。上述對轉(zhuǎn)流線的研究大多集中在采用加密或抽稀井網(wǎng)、層系細分等方式轉(zhuǎn)變流線;而對于老井注、采互換實現(xiàn)大角度轉(zhuǎn)流線并沒有深入的研究。此外,目前的研究主要為案例應(yīng)用分析研究,對于流線調(diào)整不見效原因以及流線調(diào)整有效驅(qū)替缺少系統(tǒng)的分析研究。

近年來,各油田基于矢量開發(fā)理念開展了老井采轉(zhuǎn)注、注轉(zhuǎn)采的大角度轉(zhuǎn)流線先導(dǎo)試驗[16-20],取得了一定降水增油效果,但是也出現(xiàn)了注轉(zhuǎn)采后大量排液仍不見效的案例,為了改善該試驗區(qū)開發(fā)效果,同時為其他區(qū)塊大角度流線調(diào)整提供指導(dǎo),有必要進一步明確該先導(dǎo)試驗區(qū)剩余油分布特征及大角度轉(zhuǎn)流線未見效原因,進而提出剩余油有效驅(qū)替的對策。以TS8區(qū)塊為研究對象,開展了流線數(shù)值模擬研究,分析了已實施礦場井失敗的原因,并在此基礎(chǔ)上提出流線調(diào)整有效驅(qū)替方法,為大角度轉(zhuǎn)流線的研究與實施提供更好的技術(shù)支持。

1 TS8區(qū)塊數(shù)值模擬研究

1.1 TS8區(qū)塊概況

TS8區(qū)塊沉積環(huán)境為三角洲前緣亞相沉積,儲層平均孔隙度約為29.8%,平均滲透率約為692.4×10-3μm2。區(qū)塊地質(zhì)儲量411萬t,自開發(fā)至今采出程度約48.3%,含水率高達98%,是典型的特高含水后期中高滲透砂巖斷塊油藏。根據(jù)先導(dǎo)試驗方案,對該井區(qū)開展大角度注轉(zhuǎn)采轉(zhuǎn)流線實施方案,實施后注轉(zhuǎn)采井累計排液2.47萬t仍未見油,效果不佳。

1.2 TS8區(qū)塊剩余油分析

根據(jù)目標(biāo)區(qū)塊的地質(zhì)認識及開發(fā)歷史資料,建立了目標(biāo)區(qū)塊的數(shù)值模擬模型。模型網(wǎng)格劃分為46×88×17,網(wǎng)格總數(shù)為68 816,模擬生產(chǎn)歷史至2019年7月,目標(biāo)區(qū)塊數(shù)值模擬模型屬性圖如圖1所示。

經(jīng)過多年的開采和發(fā)展,目標(biāo)區(qū)塊已經(jīng)進入高含水開發(fā)后期,剩余油的分布狀況變得越來越復(fù)雜。通過對數(shù)值模型進行歷史擬合得到了目標(biāo)區(qū)塊大角度轉(zhuǎn)流線后的剩余油分布情況,結(jié)果如圖2所示。

(a)1層 (b)2層 (c)3層圖2 TS8區(qū)塊剩余油分布圖

從圖2可以看出,剩余油主要劃分為以下幾類:①油藏邊緣的難動用剩余油;②處于設(shè)計流線的分流線區(qū)域的剩余油;③設(shè)計形成流線但目前仍未有效驅(qū)替的剩余油。其中第③類剩余油占比較大,分析認為該種剩余油出現(xiàn)的原因一種是實際未形成流線,另一種是雖然已經(jīng)形成流線,但流線較弱,尚未完全動用該區(qū)域的剩余油。

1.3 大角度轉(zhuǎn)流線不見效原因分析

本次轉(zhuǎn)流線調(diào)整過程中有2個未見效井組,分別為W1井組和W2井組,具體如圖3所示(虛線框)?，F(xiàn)就從流線、壓力梯度、構(gòu)造形態(tài)、非均質(zhì)程度、轉(zhuǎn)流線前累積注水量等角度進行不見效原因分析。

圖3 TS8區(qū)塊流線分布圖

1.3.1流線分布

從圖3可以看出,W1井組中W3至W1、W4至W1流線稀疏,對剩余油的控制能力弱;W7至W1流線密集,但該方向水淹程度較高,剩余油飽和度低。類似的,W2井組中W5至W2、W6至W2流線稀疏,對剩余油的控制能力弱;W8至W2流線密集,但該方向水淹程度高,剩余油飽和度低。

1.3.2壓力及壓力梯度分布

W1井組、W2井組大角度轉(zhuǎn)流線后壓力及壓力梯度分布如圖4所示。

(a)W1井組

從圖4可以看出,W1井組中W7至W1壓力梯度最大,W4至W1、W3至W1尚未建立起有效的驅(qū)替壓力梯度。同樣的,W2井組中W8至W2壓力梯度最大,W6至W2、W5至W2尚未建立起有效的驅(qū)替壓力梯度。

1.3.3構(gòu)造形態(tài)

目標(biāo)井區(qū)為中間高,兩邊低的斷鼻構(gòu)造,具體到W1井組,其1層構(gòu)造高部位和構(gòu)造低部位的高程差為17.6 m;3層構(gòu)造高部位和構(gòu)造低部位的高程差為23.7 m。W4至W1方向,注入水從高部位向低部位驅(qū)替,受重力作用的影響,注水波及面積相比平面注水更小,但驅(qū)替速度更快。對于W2井組,其1層構(gòu)造高部位和構(gòu)造低部位的高程差為38.5 m。W5至W2方向,注入水從高部位向低部位驅(qū)替,受重力作用的影響,注水波及面積相比平面注水更小,但驅(qū)替速度更快。

1.3.4儲層相對滲流阻力(飽和度)差異

經(jīng)統(tǒng)計,W1井組中W3至W1方向含水飽和度為0.613;W4至W1方向含水飽和度為0.598;W7至W1方向含水飽和度為0.650。W2井組中W5至W2方向含水飽和度為0.622;W6至W2方向含水飽和度為0.659;W8至W2方向含水飽和度為0.673。靜態(tài)非均質(zhì)的基礎(chǔ)上,由于各注采方向上含水飽和度的差異進一步加劇了各注采方向上的滲流阻力差異,導(dǎo)致強水淹方向低效循環(huán)嚴重,剩余油飽和度較高的方向更加難以有效動用。

1.3.5注采工作制度

W1井組、W2井組中各井的平均日產(chǎn)液/日注水水平如圖5所示。

(a)W1井組

從圖5可以看出,2個井區(qū)的工作制度設(shè)計仍不夠合理,作為注轉(zhuǎn)采井,一方面需要增加液量,盡快排出井筒周圍的液體;另一方面應(yīng)注意各注采方向上液量匹配,避免高水淹方向持續(xù)強驅(qū)替。

綜上所述,流線、壓力梯度、構(gòu)造形態(tài)、儲層相對滲流阻力(飽和度)差異、工作制度是影響大角度轉(zhuǎn)流線效果的重要因素,其中構(gòu)造形態(tài)是地質(zhì)因素,無法人為干預(yù),其余各因素均與壓力梯度相關(guān),即壓力梯度是可控因素,因此建立合理的驅(qū)替壓力梯度是大角度轉(zhuǎn)流線提高成功率的關(guān)鍵。

2 合理驅(qū)替壓力梯度研究

基于TS8區(qū)塊數(shù)值模擬模型,針對注轉(zhuǎn)采建立相應(yīng)的概念模型,設(shè)置礦場實際可能采用的驅(qū)替壓差范圍,開展不同驅(qū)替壓力梯度情況下的數(shù)值模擬計算,分析相應(yīng)的水驅(qū)開發(fā)效果,研究明確合理驅(qū)替壓力梯度取值范圍。

以W1井組實際油藏數(shù)值模型為基礎(chǔ),抽象建立反映井組特征的概念模型,具體如圖6所示。模型中共包含6口井,其中3口注水井,3口生產(chǎn)井。開發(fā)前期呈現(xiàn)排狀注水井網(wǎng),構(gòu)造低部位注水,構(gòu)造高部位采油。開發(fā)一段時間后進行大角度轉(zhuǎn)流線調(diào)整,排狀注水中間部位的注水井轉(zhuǎn)為油井,中間部位的生產(chǎn)井轉(zhuǎn)為注水井,結(jié)合區(qū)塊實際,設(shè)計轉(zhuǎn)流線后的工作制度如表1所示。

表1 轉(zhuǎn)流線后設(shè)計壓差及壓力梯度方案Tab.1 Design pressure difference and pressure gradient scheme after flow line

圖6 W1井組概念模型Fig.6 Conceptual model of W1 well group

對比轉(zhuǎn)流線和不轉(zhuǎn)流線生產(chǎn)2種方式的剩余油分布可以看出,不轉(zhuǎn)流線生產(chǎn)剩余油主要分布于注采井的分流線區(qū)域,且剩余油分布較多,結(jié)果如圖7所示。轉(zhuǎn)流線生產(chǎn)同樣會有部分剩余油被驅(qū)替至轉(zhuǎn)流線之前和轉(zhuǎn)流線之后的分流線疊加區(qū)域內(nèi),但總體剩余油分布區(qū)域相對較小。

(a)飽和度分布

對不同轉(zhuǎn)流線后的壓力梯度方案開展數(shù)值模擬,對比不同壓力梯度方案下轉(zhuǎn)流線后注轉(zhuǎn)采井采出液累積含油率(注轉(zhuǎn)采井累積產(chǎn)油量與注轉(zhuǎn)采井累積產(chǎn)液量之比)結(jié)果,具體如圖8所示。

圖8 不同壓力梯度方案下轉(zhuǎn)流線后注轉(zhuǎn)采井采出液累積含油率

從圖8可以看出,隨著壓力梯度的增加,注轉(zhuǎn)采后,累積采出液中的含油率隨著壓力梯度的增加呈現(xiàn)先增加后減小的情況,在0.03 MPa/m附近出現(xiàn)拐點?？紤]到實際油藏的復(fù)雜情況,推薦該油藏參數(shù)下大角度轉(zhuǎn)流線后壓力梯度應(yīng)在0.03～0.04 MPa/m。

3 礦場調(diào)整

基于概念模型得到的合理壓力梯度范圍對W1井組和W2井組進行了方案再設(shè)計與實施。結(jié)合井距經(jīng)計算W1井組合理注采壓差約21.6～30.3 MPa,W2井組合理注采壓差約14.4～21.6 MPa,現(xiàn)場應(yīng)用后,2井組繼續(xù)排液0.8～1.2萬t后,含水開始下降并見油?；诖?利用數(shù)模法預(yù)測15年累產(chǎn)油變化曲線,具體如圖9所示。

圖9 礦場應(yīng)用后預(yù)測累產(chǎn)油量變化曲線

從圖9可以看出,調(diào)整方案能夠?qū)崿F(xiàn)增油10.23萬t,含水率下降1.5%左右,起到了較好的降水增油效果,為特高含水后期油田進一步提高采收率提供了一定的技術(shù)支持。

4 結(jié)語

(1)以TS8區(qū)塊為研究對象,利用流線數(shù)值技術(shù)開展了特高含水后期油田大角度轉(zhuǎn)流線的數(shù)值模擬研究,明確了3類剩余油分布特征:①油藏邊緣的難動用剩余油。②處于設(shè)計流線的分流線區(qū)域的剩余油。③設(shè)計形成流線但目前仍未有效驅(qū)替的剩余油,且該類剩余油占比較大;

(2)從流線、壓力梯度、構(gòu)造形態(tài)、儲層相對滲流阻力(飽和度)差異、工作制度等角度總結(jié)了已實施礦場井不見效的原因,其中壓力梯度是影響大角度轉(zhuǎn)流線效果的主控因素,且大角度轉(zhuǎn)流線后壓力梯度應(yīng)為0.03～0.04 MPa/m;

(3)礦場應(yīng)用后增油降水效果顯著,數(shù)模法預(yù)測15年內(nèi)能夠?qū)崿F(xiàn)增油10.23萬t,含水率下降1.5%左右。