劉建國(guó)
(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司,天津 300452)
目前渤海油田絕大部分開(kāi)發(fā)方式都為注水開(kāi)發(fā),注入水和儲(chǔ)層中的巖石顆粒發(fā)生物理或化學(xué)作用使儲(chǔ)層中的孔道變大,儲(chǔ)層的流動(dòng)性加強(qiáng),發(fā)育成為優(yōu)勢(shì)滲流通道[1-3]。由于優(yōu)勢(shì)滲流通道的存在使油田平面及層間矛盾加劇,注入水未起到驅(qū)油作用,影響注水驅(qū)油效果,優(yōu)勢(shì)滲流通道已成為影響注水油田開(kāi)發(fā)的主要因素。而調(diào)剖調(diào)驅(qū)是有效解決優(yōu)勢(shì)滲流通道的高效方法[4-5],面對(duì)海上油田高速高效開(kāi)發(fā)的特點(diǎn),如何選取調(diào)剖井對(duì)改善油田水驅(qū)效果具有重要意義。
Q 油田位于渤海遼東灣海域,沉積類(lèi)型屬于三角洲前緣沉積,油田主體為行列式井網(wǎng)注水開(kāi)發(fā),局部為五點(diǎn)面積注采井網(wǎng),平均滲透率2 400 mD,平均孔隙度27%,儲(chǔ)層物性屬于特高孔、特高滲儲(chǔ)層,平均有效厚度34 m,地層原油黏度為50~100 mPa·s,為典型的稠油油藏。目前,Q 油田含水率高達(dá)91%,采出程度為30%。Q 油田主要問(wèn)題為含水率高,平面及縱向非均質(zhì)性強(qiáng),剩余油分布分散。
本次研究在傳統(tǒng)的PI 決策選井基礎(chǔ)上,對(duì)斜率值進(jìn)行了修正,修正后的斜率值一方面考慮厚度對(duì)斜率值的影響,另一方面可以將多井進(jìn)行對(duì)比分析。以此方法對(duì)Q 油田進(jìn)行選井,通過(guò)產(chǎn)液剖面和吸水剖面測(cè)試資料驗(yàn)證,該方法選井可靠,且相對(duì)于海上油田測(cè)試資料少,基礎(chǔ)資料易于獲取,方法簡(jiǎn)便快捷。
通常用比吸水指數(shù)表征地層吸水能力的大小。但資料錄取等因素的限制,現(xiàn)場(chǎng)一般用視吸水指數(shù)替代比吸水指數(shù)評(píng)估吸水能力。
在穩(wěn)定流動(dòng)條件下的視吸水指數(shù)PI 可表示為:
式中:K-滲透率,10-3μm2;μ-注入水黏度,mPa·s;re-邊界半徑,m;rw-注水井半徑,m;B-水的體積系數(shù),無(wú)因次。
PI 表示的是注水井的吸水能力。PI 越大,吸水能力越好,PI 越小,吸水能力越差[6-7]。
地層的吸水能力和比吸水指數(shù)呈正相關(guān)。HEARN等[8]假設(shè)了一個(gè)簡(jiǎn)化的飽和度分布且在油水帶中沒(méi)有殘余氣飽和度推導(dǎo)了累計(jì)注水量與吸水指數(shù)之間的關(guān)系。
式中:Qw-注水量,m3;Pe-地層壓力,MPa;Pw-水井井底壓力,MPa;h-厚度,m;M-流度比,無(wú)因次;rwa-視井筒半徑,m。
式(2)整理可得:
根據(jù)公式(2)、(3)、(4)可得:
式(5)可以簡(jiǎn)化為:
由式(6)可知,累計(jì)注水量和視吸水指數(shù)導(dǎo)數(shù)在直角坐標(biāo)系中呈對(duì)數(shù)關(guān)系,其斜率值與B 及μ成正比,與儲(chǔ)層厚度h 和滲透率K 成反比,同一地層條件下,B及μ 為定值,F(xiàn) 值可近似為定值,因此,斜率值可反映吸水能力的變化。
為使注水井的斜率值可與油田其他注水井對(duì)比,通過(guò)注水井本井注水厚度和油田注水井平均厚度進(jìn)行規(guī)一化處理,然后將油田各注水井歸一化后的斜率值進(jìn)行排序(表1)。歸一化后的斜率值用A 表示,具體形式如下所示:
表1 Q 油田調(diào)剖選井結(jié)果
根據(jù)研究結(jié)果注水井Q27 為調(diào)剖井。結(jié)合生產(chǎn)狀況分析,注水井Q27 和油井P3 動(dòng)態(tài)響應(yīng)特征明顯。同時(shí),Q27 井吸水剖面測(cè)試顯示(圖1),1 小層吸水量占比為65%,3 小層吸水量占比為15%,4 小層吸水量占比為14%,5 小層吸水量占比為6%,縱向上矛盾突出。而對(duì)應(yīng)的P3 井產(chǎn)液剖面測(cè)試顯示(圖2),1 小層為主力層,產(chǎn)液比例46%,含水率93%,3 小層為次主力層,產(chǎn)液比例38%,含水率83%。研究結(jié)果與測(cè)試資料和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)認(rèn)識(shí)一致。
圖1 Q27 井吸水剖面測(cè)試資料
圖2 P3 井產(chǎn)液剖面測(cè)試資料
油田注水井吸水不均的矛盾突出,分析認(rèn)為調(diào)剖可以堵塞大孔道,改善油層的非均質(zhì)性,調(diào)整注水井的吸水剖面,進(jìn)而提高注水驅(qū)油效率[9-12],同時(shí)考慮到油田為排狀井網(wǎng),因此,盡量選擇層間矛盾較大、區(qū)域內(nèi)比較集中的注水井開(kāi)展調(diào)剖試驗(yàn)。根據(jù)本次研究結(jié)果優(yōu)選在Q27、Q30、Q17、Q31 井開(kāi)展多井組合調(diào)剖。結(jié)合本油田的地質(zhì)油藏特征及試驗(yàn)研究,本次調(diào)剖采用凝膠體系,開(kāi)展區(qū)塊整體調(diào)剖,封堵水竄通道,調(diào)整吸水剖面,最大程度啟動(dòng)中低吸水層,體系及藥劑組成見(jiàn)表2,其中Q27 井調(diào)剖體系設(shè)計(jì)注入量見(jiàn)表3。
表2 Q 油田調(diào)剖體系及藥劑組成
表3 Q27 井調(diào)剖體系設(shè)計(jì)注入量
Q 油田2022 年5 月開(kāi)始在Q27、Q30、Q17、Q31 井開(kāi)展多井組合調(diào)剖試驗(yàn)。措施實(shí)施后,初期日增油達(dá)到30 m3(圖3),累計(jì)增油2 300 m3,注水井視吸水指數(shù)下降20%,其中,典型受效油井P29 日增油達(dá)到13 m3、含水率下降4%(圖4)。
圖3 Q 油田Q27 井組調(diào)剖調(diào)驅(qū)后增油降水效果圖
圖4 典型受效井P29 生產(chǎn)曲線(xiàn)圖
(2)根據(jù)研究結(jié)果將注水井下步措施分為調(diào)剖井、維持現(xiàn)狀井、增注井三類(lèi),為油田下步措施提供了清晰的方向。
(3)Q 油田開(kāi)展多井組合調(diào)剖,調(diào)剖后實(shí)現(xiàn)日增油30 m3。結(jié)果證明,本研究方法對(duì)其他海上稠油油藏注水措施優(yōu)化具有較好的參考意義。
(1)此次研究在傳統(tǒng)的PI 決策選井基礎(chǔ)上,對(duì)斜率值進(jìn)行了修正,修正后的斜率值可用于調(diào)剖選井分析,方法更加全面合理。