透鏡狀巖性油藏剩余油影響因素研究

摘要：透鏡狀油藏具有核緣物性差異大、滲透率變化快的特征，采用常規(guī)注采井網(wǎng)開發(fā)導(dǎo)致核部油井水淹嚴(yán)重、翼部水井注水困難的問題。采用正交設(shè)計方案，確定不同生產(chǎn)階段剩余油分布主控因素;并利用數(shù)值模擬對核緣物性差異、壓裂裂縫方向等對剩余油分布規(guī)律進(jìn)行分析。研究結(jié)果表明，橢圓形砂體見水快慢與長短軸相關(guān);人工裂縫與井排方向夾角不同時，導(dǎo)致水驅(qū)流線的偏轉(zhuǎn)方向改變，影響水驅(qū)波及范圍。

關(guān)鍵字：核注翼采;人工裂縫;波及系數(shù);

河146塊作為典型的透鏡狀巖性油藏[1-3]，埋深2800-3200m，平均孔隙度在16.9%，平均滲透率22.3×10-3μm2，屬于中孔低滲儲層。本文以現(xiàn)河莊油田河146塊為例，采用數(shù)值模擬方法，對核緣物性差異、異向滲透率差異、人工裂縫方向和沉積相與井網(wǎng)匹配關(guān)系對剩余油分布規(guī)律影響因素進(jìn)行了分析

1 巖性油藏剩余油影響因素研究

1.1 核緣物性差異對剩余油分布影響

根據(jù)研究區(qū)塊的砂體核緣物性差異統(tǒng)計，滲透率級差在4-20之間。以單砂體模型為研究對象，以核部為中心油井部署正方形五點法井網(wǎng)，核緣滲透率級差為4和14時進(jìn)行對比，油井以區(qū)域平均液量8.0m3/d定液生產(chǎn)，以注采平衡為基礎(chǔ)，井底流壓設(shè)置最低為飽和壓力12MPa，數(shù)值模擬結(jié)果表明：滲透率級差為4時，砂體整體波及效果較好，由注水井向周邊油井較為均勻的擴(kuò)散，且無明顯水淹部位;而滲透率級差為14時，注水井受到核緣物性差異大的影響，注入水具有明顯的方向性，核部水淹較為嚴(yán)重，剩余油呈環(huán)狀分布，外緣剩余油富集程度較高，整體波及效果較差。為了研究五點法井網(wǎng)近圓形砂體的波及系數(shù)與平面滲透率級差的關(guān)系，選取平面滲透率級差分別為2、4、6、8、10、12、14、16時，計算波及系數(shù)進(jìn)行對比。繪制波及系數(shù)與平面滲透率的關(guān)系曲線（圖1）表明：滲透率級差越大，波及系數(shù)越低;平面滲透率級差大于8時，波及系數(shù)下降趨勢明顯變陡，對波及系數(shù)的影響較大。

1.2 人工裂縫對剩余油分布影響

人工裂縫能改變近井地帶的流動能力，改變流線的偏轉(zhuǎn)方向，進(jìn)而影響剩余油的分布規(guī)律。因此，建立隨機(jī)滲透率分布（k<10md）的1注3采概念模型，分別設(shè)計人工裂縫方向與角井連線夾角為0°、22.5°、45°三種方案，模擬結(jié)果見圖2。

由模擬結(jié)果可知：當(dāng)裂縫沿角井方向時，水線沿角井方向推進(jìn)最快，流線較密集，水驅(qū)波及面積大，剩余油主要集中在水驅(qū)控制程度較差的油井間;當(dāng)裂縫與角井連線夾角為22.5°時，流線發(fā)生偏轉(zhuǎn)，向底部邊井推進(jìn)最快，水淹較嚴(yán)重，角井附近區(qū)域剩余油較富集;當(dāng)裂縫沿邊井方向，即與角井連線夾角為45°時，水驅(qū)流線底部邊井流動較快，流線較密集、水淹嚴(yán)重，水驅(qū)波及系數(shù)小，剩余油主要集中在角井區(qū)域，但是這類裂縫壓裂規(guī)模往往受到限制。人工裂縫與井排方向夾角不同時，導(dǎo)致水驅(qū)流線的偏轉(zhuǎn)方向改變，影響水驅(qū)波及范圍，從而影響井周圍剩余油分布。

1.3 異向滲透率差異對剩余油分布影響

對于橢圓形砂體，核部滲透率向外緣遞減（圖3），以核部為中心油井，沿橢圓形長軸方向作為注采連線方向，部署正方形五點法井網(wǎng)，砂體的長短軸方向剩余油呈現(xiàn)不同的分布規(guī)律，長軸方向物性較好，滲透率梯度較小，因此長軸方向見水早，水淹快;而短軸方向物性變化快，滲透率梯度較大，短軸方向見水晚，水淹慢（圖4）。

1.4 沉積相與井網(wǎng)匹配關(guān)系對剩余油分布影響

設(shè)計5個不同沉積相與井網(wǎng)（反九點井網(wǎng)）關(guān)系的方案。可以看出不同沉積相條件下的剩余油分布不同，整體上流線沿水道微相集中，水淹方向與沉積相帶基本一致，即沿高滲帶水淹較嚴(yán)重;外扇相剩余油較富集。對于均質(zhì)模型，水驅(qū)流線均勻流動，均衡驅(qū)替，水驅(qū)波及面積大，剩余油分布較均勻;對于水井-邊井位于水道相，在水驅(qū)主流線方向，剩余油飽和度較低，而外扇相（滲透率較低、物性較差）剩余油飽和度較高流線沿水道相集中，水沿高滲帶方向流動較快，容易形成水竄通道，造成邊井見水時間早，水驅(qū)波及面積小，開發(fā)效果差;當(dāng)水井-邊井位于外扇相時，流線在與位于水道相的油井之間相對密集，剩余油主要分布在角井周圍，水驅(qū)波及面積較大。

2 結(jié)論

單砂體透鏡狀巖性油藏，采用常規(guī)五點法井網(wǎng)開發(fā)，核緣滲透率級差大于8時，整體波及系數(shù)下降明顯;橢圓形砂體長軸方向見水早、水淹快，短軸方向見水晚，水淹慢;人工裂縫與井排方向夾角不同時，導(dǎo)致水驅(qū)流線的偏轉(zhuǎn)方向改變，影響水驅(qū)波及范圍。

參考文獻(xiàn)

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作者簡介：曹小朋，男，1983年1月出生，副研究員，從事油田開發(fā)技術(shù)工作。