鐘洪嬌,王 濤,田 苗,寇雙燕

(中海油田服務(wù)股份有限公司,天津 300459)

油田在長期注水開發(fā)過程中,受到油藏邊界、地層傾角、儲層非均質(zhì)性和油水黏度差等因素的影響,隨著過水倍數(shù)的增大,水相滲透率急劇增加,油水流度比減小,造成油水井之間某些儲層產(chǎn)生一個通道,注入水沿著這一通道發(fā)生竄流,形成優(yōu)勢通道[1-4]。隨著開發(fā)的不斷深入,該通道滲透率不斷升高及含水飽和度不斷增大,使得水的滲流能力增強(qiáng),從而形成注入水的無效水循環(huán)帶[5]。

無效水循環(huán)帶的形成機(jī)理主要包括地質(zhì)因素和流體因素兩大內(nèi)因,以及開發(fā)因素這一外因。許多學(xué)者針對高耗水帶的形成機(jī)理進(jìn)行深入探討和研究,不斷認(rèn)識其形成機(jī)理。陸地油田在這方面的研究比較早,海上油田因投產(chǎn)開發(fā)時間較晚,目前高含水油田正陸續(xù)出現(xiàn)此問題,這也是海上油田解決層內(nèi)矛盾的主要攻關(guān)方向。

1 渤海B油田油藏特征與開發(fā)概況

渤海B油田構(gòu)造是一個在下古生界灰?guī)r潛山基底上發(fā)育的受遼西斷層控制的古近系披覆半背斜。油藏類型為層狀構(gòu)造油藏,從儲層特征上看,屬于高孔高滲稠油油藏。儲層主要發(fā)育三角洲前緣沉積,油藏的能量來源包括邊水和注入水。

截至2023年5月,油田綜合含水率為92.5%,已進(jìn)入特高含水階段,且在累計產(chǎn)水與含水關(guān)系曲線及水驅(qū)特征曲線[10-11]中均出現(xiàn)曲線上翹現(xiàn)象(圖1、圖2),結(jié)合巖心資料,發(fā)現(xiàn)層內(nèi)底部出現(xiàn)低含油飽和度的情況,判斷已出現(xiàn)無效水循環(huán)帶。

圖1 渤海B油田累產(chǎn)水量隨含水的變化

圖2 渤海B油田水驅(qū)特征曲線(局部)

2 無效水循環(huán)帶的判別方法

在油田開發(fā)的特高含水階段,無效水循環(huán)帶的存在制約著油田的經(jīng)濟(jì)效益。以渤海B油田為目標(biāo)油田,解剖油田中高含水油井在開發(fā)過程中的動態(tài)表現(xiàn),在此基礎(chǔ)上選擇判別無效水循環(huán)帶的方法,改善油田的開發(fā)效果。

2.1 無效水循環(huán)帶的動態(tài)表現(xiàn)

存在無效水循環(huán)帶的油井在開發(fā)動態(tài)上的表現(xiàn)為:①油井含水率呈臺階式突升(圖3);②含水率導(dǎo)數(shù)曲線現(xiàn)峰值現(xiàn)象(圖4);③水驅(qū)特征曲線中,曲線出現(xiàn)偏離直線并上翹(圖5);④示蹤劑產(chǎn)出濃度值短時間內(nèi)達(dá)到最大值,然后又下降,峰值持續(xù)時間較短(圖6)。

圖3 含水率的變化

圖4 含水率導(dǎo)數(shù)隨無因次天數(shù)的變化

圖5 渤海B油田水驅(qū)特征曲線

圖6 示蹤劑產(chǎn)出濃度曲線

2.2 無效水循環(huán)帶的判別方法

示蹤劑測試不是每個井組都有,其他3個動態(tài)表現(xiàn)都能通過實際數(shù)據(jù)獲取。因此,可用含水率、含水率導(dǎo)數(shù)、水驅(qū)特征曲線三者相結(jié)合的方法來判斷無效水循環(huán)帶的存在情況。

對油田實際巖心做出的Kro/Krw與Sw關(guān)系曲線進(jìn)行分析發(fā)現(xiàn),含水飽和度為0.54～0.61(對應(yīng)含油飽和度0.39～0.46)時關(guān)系曲線出現(xiàn)拐點,偏離原來直線段(圖7)。隨著油田水驅(qū)開發(fā)的深入,油田整體含水飽和度會增加,相滲曲線中水相滲透率快速上升,且在油田開發(fā)的后期,高過水倍數(shù)下,水相滲透率會快速增加,加劇Kro/Krw與Sw的關(guān)系曲線偏離直線的現(xiàn)象。這種現(xiàn)象和無效水循環(huán)帶的形成是共同促進(jìn)的關(guān)系,且曲線的拐點是無效水循環(huán)帶出現(xiàn)的標(biāo)志。

圖7 渤海B油田Kro/Krw與Sw的關(guān)系曲線

對比整個油田的水驅(qū)特征曲線,當(dāng)關(guān)系曲線偏離直線段出現(xiàn)上翹時(圖8),偏離點處累計產(chǎn)油量對應(yīng)油田的綜合含水在90%附近。分析油田近三年新投產(chǎn)油井,發(fā)現(xiàn)投產(chǎn)初期含水率在90%左右時,其測井解釋含油飽和度為0.45左右,與實際巖心做出的Kro/Krw與Sw關(guān)系曲線中拐點出現(xiàn)時對應(yīng)的含油飽和度值(0.39～0.46)吻合較好。這也驗證了利用水驅(qū)特征曲線作為判斷無效水循環(huán)帶的依據(jù)是可行的。

渤海B油田無效水循環(huán)帶的判別方法:①油井含水率需在90%以上;②含水率導(dǎo)數(shù)需呈現(xiàn)峰值現(xiàn)象;③水驅(qū)特征曲線偏離直線出現(xiàn)上翹現(xiàn)象。

3 渤海B油田無效水循環(huán)帶的治理思路

3.1 無效水循環(huán)帶的主控因素分析

無效水循環(huán)帶的形成受地質(zhì)因素和開發(fā)因素的共同影響,其中地質(zhì)因素包括沉積相、儲層非均質(zhì)性、儲層厚度,開發(fā)因素包括產(chǎn)液強(qiáng)度、注水強(qiáng)度、油水井距離。在這些因素的綜合影響下,使剩余油呈現(xiàn)全區(qū)分布、局部富集的特點,剩余油的分布特點決定了含水級別的差異,含水級別的差異反過來又加劇了非均質(zhì)性的體現(xiàn),通過相滲曲線可知,中含水和高含水階段含水率的差異造成水相滲透率相差10倍以上,這種在開發(fā)中后期形成的動態(tài)因素差異大大增加了平面、層內(nèi)以及層間干擾強(qiáng)度,加劇了無效水循環(huán)。

3.2 無效水循環(huán)帶的治理思路

對于新投產(chǎn)油井,根據(jù)測井解釋結(jié)果,對含油飽和度低于0.46的高滲段實施堵控措施(圖9C層),對高滲層(無效水循環(huán)帶)實施控水措施(圖10B層)。

圖10 無效水循環(huán)帶示意圖

對于存在無效水循環(huán)帶的已投產(chǎn)老井,根據(jù)測井資料,結(jié)合產(chǎn)吸剖面及示蹤劑測試情況,針對不同的影響因素制定不同的治理措施(表1)。

表1 無效水循環(huán)帶治理思路

3.3 礦場應(yīng)用

篩選出B油田含水率高于90%,且存在含水率導(dǎo)數(shù)峰值、水驅(qū)特征曲線偏離直線出現(xiàn)上翹現(xiàn)象的油井11口,對其中一個井組(一注一采)的油井B01進(jìn)行了堵水作業(yè),同時對相應(yīng)水井A01進(jìn)行調(diào)剖。最后井組初期日增油量23 m3(圖11)。

圖11 渤海B油田B01井堵水作業(yè)前后數(shù)據(jù)對比

4 結(jié)論

1)基于渤海B油田實際巖心資料及開發(fā)動態(tài)數(shù)據(jù),明確了該油田無效水循環(huán)帶的判別方法,應(yīng)用該方法對11口油井進(jìn)行了治理,均取得了較好的增油效果。

2)篩選油田含水率高于90%的油井,分析單井含水率導(dǎo)數(shù)變化及水驅(qū)特征曲線形態(tài),對含水率導(dǎo)數(shù)出現(xiàn)峰值、水驅(qū)特征曲線出現(xiàn)偏離直線且上翹現(xiàn)象的油井鑒定為存在無效水循環(huán)帶。