胡狀集油田特高含水油藏剩余油水驅(qū)技術(shù)

宮紅茹， 唐順卿， 胡志成

(中國石化中原油田分公司濮東采油廠，河南濮陽 457001)

目前，國內(nèi)特高含水油藏開發(fā)存在儲層控制程度低、穩(wěn)產(chǎn)難度大等問題有待解決:1)層間、層內(nèi)矛盾突出；2)平面剩余油零散；3)受井況及歷史注采調(diào)整等因素影響，局部注采井網(wǎng)不完善，儲量控制程度低[1_4]。針對這3個問題，進行韻律層識別、水淹模式分析對剩余油挖潛顯得尤為重要。在韻律層識別研究方面，研究人員對垂向疊加沉積體間平行層面的夾層進行了大量研究工作[5_12]，但對扇三角洲沉積是否存在斜交夾層尚無定論，也沒有開展實質(zhì)性的研究工作。此外，水驅(qū)油藏一般采用注水倍數(shù)定量評價平面水驅(qū)強度，但該方法并不適用于非均質(zhì)油藏，不能具體描述油藏內(nèi)部各點的水驅(qū)狀況。

筆者針對扇三角洲沉積下的斜交夾層進行系統(tǒng)研究，分析其水淹模式，驗證了不同韻律層水線突進方式，并研究剩余油分布狀況，制定了相應(yīng)的挖潛對策；同時利用過水倍數(shù)定量評價平面水淹強度，根據(jù)過水倍數(shù)的計算結(jié)果分析井間主流線方向及水驅(qū)強度，采取合理措施改變水驅(qū)方向，以解決平面矛盾，增大水驅(qū)波及體積，挖潛平面剩余油。

1 斜交夾層韻律層剩余油水驅(qū)技術(shù)

1.1 斜交夾層韻律層識別

胡狀集油田扇三角洲前緣相發(fā)育的韻律層為正韻律、反韻律和復(fù)合韻律。通過研究胡狀集油田的韻律層和注水開發(fā)情況發(fā)現(xiàn)，扇三角洲沉積存在斜交夾層，斜交夾層能封堵較多的剩余油，并形成剩余油富集區(qū)[13]。

斜交夾層類似于交錯層理，它由一系列斜交于層系界面的夾層組成，受扇三角洲沉積環(huán)境中的水流等沉積介質(zhì)的流動控制，在陡坡加積作用一側(cè)形成了由一系列夾層組成的斜交層面的韻律層。如圖1所示，即便在井距較小的情況下，由于扇三角洲前緣的前積作用，砂體存在傾斜疊置。若忽視前積傾角的巖性地層對比，不可能預(yù)測死油區(qū)，因此結(jié)合扇三角洲前積結(jié)構(gòu)特點，采用前積式對比，不僅使砂體對應(yīng)關(guān)系更明確，更能體現(xiàn)井間差異，并可預(yù)測含油層的分布狀況。這種前積式對比實際上更能體現(xiàn)地下地質(zhì)體的沉積成因與疊加規(guī)律，對比結(jié)果對實際生產(chǎn)的指導(dǎo)作用更為明顯。

胡狀集油田斜交韻律層的沉積特征具有如下特點：斜交夾層主要分布在河道頂、側(cè)面及河道分岔地帶，沉積微相為河道側(cè)翼與河口壩，以河口壩為主，具有分布范圍大、分布零散的特點。

圖1 扇三角洲沉積環(huán)境中河道前積幾何形態(tài)的疊瓦式對比Fig.1 The tile-type contrast of the geometry of the river front in the fan delta sedimentary environment

1.2 斜交夾層韻律層剩余油分布

根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，按照斜交夾層所處位置、油水井射開井段和注采井網(wǎng)組合的不同,針對夾層處于油水井間、夾層靠近注水井和夾層靠近油井3種夾層類型，分為油水井全部射孔、油井只射開底部、注水井只射開底部和油水井均射開底部等4種射孔方式及順夾層(即順向)注水和逆夾層(即逆向)注水等2種注水方式，共提出24個方案，其剩余油分布情況如圖2、圖3所示。

從圖2可以看出，一個斜交夾層在注水井上、另一個斜交夾層在井間和注水井順向注水條件下，當(dāng)油水井全射開時，剩余油主要富集在井間斜交夾層遮擋的上部；當(dāng)注水井全射開、油井只射開底部時，剩余油主要富集在頂部未補孔處；當(dāng)油井全射開、注水井只射開底部時，剩余油主要富集在2個斜交夾層遮擋處；當(dāng)油水井都僅射開底部時，剩余油主要富集在斜交夾層上部。

2個斜交夾層均在井間、注水井順向注水條件下，當(dāng)油水井全射開時，剩余油主要富集在井間斜交夾層和注水井斜交夾層遮擋的上部；當(dāng)注水井全射開、油井只射開底部時，剩余油主要富集在頂部未補孔處；當(dāng)油井全射開、注水井只射開底部時，剩余油主要富集在2個斜交夾層遮擋的水驅(qū)未波及處；當(dāng)油水井都僅射開底部時，剩余油主要富集在斜交夾層上部。

一個斜交夾層在油井上、另一個斜交夾層在井間和注水井順向注水條件下，當(dāng)油水井全射開時，剩余油主要富集在油井斜交夾層遮擋的上部；當(dāng)注水井全射開、油井只射開底部時，剩余油主要富集在頂部未補孔處；當(dāng)油井全射開、注水井只射開底部時，剩余油主要富集在2個斜交夾層遮擋的水驅(qū)未波及處；當(dāng)油水井都僅射開底部時，剩余油主要富集在2個斜交夾層上部。

圖2 含水率為98%時順向注水模型剩余油飽和度分布Fig.2 Distribution of residual oil saturation in the forward water injection model with water content of 98%

圖3 含水率為98%時逆向注水模型剩余油飽和度分布Fig.3 Distribution of residual oil saturation in the reverse water injection model with water content of 98%

從圖3可以看出，一個斜交夾層在油井上、另一個斜交夾層在井間和注水井逆向注水條件下，當(dāng)油水井全部射開時，剩余油主要富集在井間斜交夾層和油井斜交夾層遮擋處；當(dāng)注水井全部射開、油井只射開底部時，剩余油主要富集在井間斜交夾層和油井斜交夾層遮擋處的底部；當(dāng)油井全部射開、注水井只射開底部時，剩余油主要富集在2個斜交夾層遮擋的水驅(qū)未波及區(qū)域；當(dāng)油水井都僅射開底部時，剩余油主要富集在未射孔和未水驅(qū)波及的夾層頂部。

2個斜交夾層均在井間、注水井逆向注水條件下，當(dāng)油水井全部射開時，剩余油主要富集在井間斜交夾層和水井斜交夾層遮擋處；當(dāng)注水井全射開、油井只射開底部時，剩余油主要富集2個夾層遮擋處和油井頂部未補孔處；當(dāng)油井全射開、注水井只射開底部時，剩余油主要富集在2個斜交夾層遮擋的水驅(qū)未波及處；當(dāng)油水井都僅射開底部時，剩余油主要富集在斜交夾層上部和未動用處。

一個斜交夾層在注水井上、另一個斜交夾層在井間和注水井逆向注水條件下，當(dāng)油水井全射開時，剩余油主要富集在水井斜交夾層遮擋的上部和井間斜交夾層遮擋的上部；當(dāng)注水井全射開、油井只射開底部時，剩余油主要富集在注水井斜交夾層遮擋處和油井頂部未補孔處；當(dāng)油井全射開、注水井只射開底部時，剩余油主要富集在2個斜交夾層遮擋處；當(dāng)油水井都僅射開底部時，剩余油主要富集在斜交夾層上部和未動用處。

1.3 斜交夾層韻律層剩余油挖潛技術(shù)

斜交夾層的剩余油挖潛是在對韻律層識別的基礎(chǔ)上進行的，可采取以下措施對斜交夾層進行剩余油挖潛：

1) 注入水僅波及河道砂體的中下部,可動剩余油大多滯留在被斜夾層遮擋、注入水未能波及到的儲層中上部。通過對高滲層采取堵水、調(diào)剖等措施實現(xiàn)頂部剩余油的挖潛，或采取壓裂、酸化措施改善頂部低滲透層的物性。

2) 斜交夾層的延伸方向與注采井網(wǎng)組合形式對剩余油富集區(qū)的影響較大。對比順向注水和逆向注水的效果發(fā)現(xiàn),逆向注水的波及系數(shù)和采收率略大于順向注水的波及系數(shù)和采收率，尤其是在采油井鉆遇夾層的情況下，是24個方案中剩余油相對較少的一個方案。因此，垂直河道方向建立注采關(guān)系，可以提高井組連通率；加密井網(wǎng)和鉆水平井都可以有效開采交錯層理側(cè)積體上部的剩余油。

3) 從注采井射孔方式看,存在斜交夾層情況下的注水井射孔方式對采收率的影響較大。當(dāng)注水井鉆遇夾層、另一個夾層位于注采井之間時,油水井射開情況不同,剩余油所處的位置與含量也不同,其中,油井、注水井均只射開夾層上部的驅(qū)油效果較差,剩余油較多；而油井射開夾層上部、注水井全射開時的驅(qū)油效果較好。

2 平面剩余油水驅(qū)技術(shù)

為提高平面剩余油描述的準(zhǔn)確性，借用了過水倍數(shù)[14]這一水驅(qū)指標(biāo)。過水倍數(shù)是指多孔介質(zhì)中單位孔隙體積內(nèi)累積通過注入水的體積，數(shù)值上等于過水?dāng)嗝娴臒o因次累計過水量。它不僅刻畫了水驅(qū)波及范圍，還描述了波及范圍內(nèi)的水驅(qū)強度。

2.1 過水倍數(shù)與含水飽和度的關(guān)系

假設(shè)巖心長度為L，截面積為A，孔隙度為φ，原始含水飽和度為Swi，設(shè)t時刻過水?dāng)嗝鎥處的飽和度為Swx，巖心出口端的含水飽和度為Swl，水驅(qū)前緣飽和度為Swf。根據(jù)質(zhì)量守恒方程，則有:

Wi=Wz+Wp

(1)

式中：Wi為t時刻累計注水量，m3；Wz為未流經(jīng)某過水?dāng)嗝娴臏袅浚琺3；Wp為流經(jīng)某過水?dāng)嗝娴乃?，m3。

所以，t時刻x處的累計過水量,即過水?dāng)嗝鎥處的過水倍數(shù)為:

(2)

式中：N(Swx)為過水?dāng)嗝鎥處的過水倍數(shù)；x為某過水?dāng)嗝娴奈恢?，m。

在過水?dāng)嗝鎥處的累計過水量為:

(3)

式中：Q為注水速度，m3/d；Sw為含水飽和度；fw(Sw)為某一含水飽和度對應(yīng)的含水率；T為累計注水時間，min；T0為注入水前緣達到x處所用的時間，min。

根據(jù)Buckley-Leverett方程：

(4)

積分得到：

(5)

將式(5)代入式(2)，并進行分部積分，得到x處的過水倍數(shù)：

當(dāng)t

含水率計算公式[15]為：

(7)

式中：a，b為常數(shù)；μw為水相黏度，mPa·s；μo為油相黏度，mPa·s。

對式(7)兩邊求導(dǎo)，得：

(8)

將式(8)代入式(5)，得到過水?dāng)嗝鎥處的過水倍數(shù)與含水飽和度的關(guān)系式：

(9)

將油田基礎(chǔ)參數(shù)代入式(9)中，可求得在相同壓力梯度下過水倍數(shù)與含水飽和度及剩余油飽和度之間的關(guān)系，結(jié)果見圖4。

圖4 過水倍數(shù)與含水飽和度的關(guān)系曲線Fig.4 Relationship between water flooding index and water saturation

從圖4可以看出，過水倍數(shù)越大，水驅(qū)剩余油飽和度越小，水驅(qū)效果就會越好。具體體現(xiàn)為：井底附近和流場強度大的區(qū)域剩余油飽和度很小；遠離注水井或流場強度小的區(qū)域由于過水倍數(shù)小，剩余油飽和度較大。

2.2 流線微觀過水倍數(shù)計算

計算水驅(qū)油藏過水倍數(shù)時可將流體視為沿流線做一維流動[16]。首先在油水兩相流條件下根據(jù)一維水驅(qū)油理論計算得到沿流線的飽和度分布，地層中每一條流線可看作由若干個巖心連接而成，根據(jù)巖心實驗數(shù)據(jù)計算得到流線上每個巖心的過水倍數(shù)，從而確定整個地層的微觀過水倍數(shù)分布。

根據(jù)Buckley-Leverett方程積分得：

(10)

式中：x0為開始注水時飽和度面的位置，m。

由式(10)可求出t時刻任意位置x處所對應(yīng)的含水率導(dǎo)數(shù)，再將其代入式(7)和式(8)，可求得Sw和fw。

若沿某流線取一微元段長度與巖心長度相同，則t時刻通過該巖心的過水倍數(shù)為：

(11)

通過計算流線上每個巖心的過水倍數(shù)，從而確定整個地層的微觀過水倍數(shù)分布。根據(jù)過水倍數(shù)計算公式，可繪制注采井組或?qū)酉颠^水倍數(shù)分布圖。

對于特高含水油藏，雖然整體過水倍數(shù)很大，但由于儲層具有非均質(zhì)性，以及井網(wǎng)的控制程度不完善，導(dǎo)致大面積儲層的過水倍數(shù)很低，形成了零散剩余油。針對這類油藏挖潛的總體方法是，立足現(xiàn)有井網(wǎng)，根據(jù)當(dāng)前過水倍數(shù)分布來改變水驅(qū)方向，提高局部過水倍數(shù)。因此，需要優(yōu)化調(diào)整注采措施，采取補孔、提液、堵水、轉(zhuǎn)注、回采等措施實現(xiàn)轉(zhuǎn)流線驅(qū)替，同時配合選擇合理注水方式，弱化河道等主水流線驅(qū)替方向，增大中低滲等水驅(qū)波及面積，從而增加多個驅(qū)替受效方向，實現(xiàn)受歷史注采調(diào)整影響及受沉積相帶控制的井間滯留區(qū)剩余油的挖潛。

3 應(yīng)用實例

3.1 斜交夾層剩余油挖潛

2016年以來，胡狀集油田通過采取油井堵水、補孔和注水井調(diào)剖、酸化等措施,共實施斜交夾層韻律層剩余油挖潛24井次，累計增油3 328.0 t。

胡狀集油田胡七南塊沙3下4上4層的H7_206井組的油井H7_206井 沙3下4上4_1小層沿河道方向與注水井H7_62井連通，而該井沿垂直河道方向與注水井H7_200井連通，形成典型的斜交夾層挖潛井組(見圖5)。該井組生產(chǎn)動態(tài)表現(xiàn)為：注水井H7_62井沿河道方向注水，油井H7_206井沙3下4上4_1小層水淹嚴(yán)重，而沙3下4上4_2小層基本未被注入水波及到(見圖6)。根據(jù)剩余油分布情況及井間連通情況，2015年6月，該油田在H7_206井沙3下4上4_2小層補孔，對應(yīng)的注水井H7_200井注水，實施措施初期日增油量2.5 t。

圖5 H7_206井組剩余油分布Fig.5 Distribution of residual oil in H7-206 Well Group

圖6 H7_206井組連通示意Fig.6 Connection diagram of H7-206 Well Group

3.2 計算過水倍數(shù)，實施平面剩余油挖潛

根據(jù)計算過水倍數(shù)精準(zhǔn)刻畫流線方向，胡狀集油田自2016年以來通過采取補孔、轉(zhuǎn)注、回采、堵水等措施實施平面剩余油挖潛18井次，累計增油2 640.0 t。胡狀集油田H7_56井組的油水井間井距分別為320.00和280.00 m，目前采出程度27%，油層厚度8.50 m，滲透率260 mD，孔隙度24%,原油黏度16.00 mPa·s，水黏度0.45 mPa·s，巖心長度80.0 mm，巖心注水速度為0.1 mL/s，相對滲透率曲線如圖7所示。

圖7 H7_56井儲層巖心相對滲透率曲線Fig.7 Well phase seepage curve of H7-56 Well Group

對式(11)用計算機編制計算程序，計算不同時期地層微觀過水倍數(shù)分布情況，繪制該井組在采出程度為27%時的過水分布等值線，結(jié)果見圖8。油井HC7_47井方向為主見效方向，水驅(qū)前緣過水倍數(shù)為40，而H7_214井方向未見效。為改善平面驅(qū)替不均衡的現(xiàn)象，使水線向H7_214井方向推進，對油井HC7_47井采取堵水措施，油井H7_214井于3個月后見效，見效初期日增油2.0 t。

圖8 H7_56井組過水倍數(shù)分布Fig.8 Water flooding index distribution of H7-56 Well Group

4 結(jié)論與建議

1) 扇三角洲沉積環(huán)境存在斜交夾層韻律層，而識別斜交夾層韻律層的前提是小層旋回對比和單成因砂體識別。

2) 由于受地質(zhì)、井況和工作制度等諸多因素影響，斜交夾層韻律層剩余油分布情況較復(fù)雜，本次研究只提出了幾種常見的剩余油分布模式。

3) 計算得到的過水倍數(shù)不完全符合實際水驅(qū)流場，可通過對比分析計算結(jié)果與數(shù)值模擬結(jié)果，從而得到相對準(zhǔn)確的結(jié)論。