陸梁油田底水油藏高含水期提液方法研究

吳叢文，馬艷清，范賽華，武洪菊，謝 輝

中國(guó)石油新疆油田分公司陸梁油田作業(yè)區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000

引言

陸梁油田底水油藏是具有基本統(tǒng)一油水界面的薄層、低幅度、高滲透油藏，其中，最為主要的特點(diǎn)是由于受低幅度構(gòu)造影響，成藏過(guò)程中?。▎危游幢怀錆M。油藏沉積時(shí)期發(fā)生了初次水退，工區(qū)內(nèi)同時(shí)發(fā)育三角洲前緣和濱淺湖兩種亞相，水下分流河道、河口砂壩、席狀砂、水下分流河道間和砂泥坪5種微相，且以三角洲前緣亞相的水下分流河道和河口砂壩微相為主，此期間砂壩微相不發(fā)育。

油藏的巖石成分以巖屑為主，砂巖類(lèi)型可定為長(zhǎng)石質(zhì)巖屑砂巖。砂巖填隙物主要由雜基和膠結(jié)物兩部分組成。本砂組儲(chǔ)層的巖石成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度都比較低，反映儲(chǔ)層具有距物源較近且沉積速度較快的性質(zhì)。

本區(qū)孔隙度值6.2%～34.1%，平均孔隙度為28.8%，表現(xiàn)出高孔隙度的特征；滲透率值在0.2～5 000.0 mD，平均滲透率為1 684.2 mD，其中，絕大多數(shù)樣品的滲透率都大于100.0 mD，具有高滲透率的特征；陸梁油田底水油藏砂層中孔隙度大于32.0% 占69.23%，滲透率大于2 000.0 mD 占43.96%。根據(jù)儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究結(jié)果，該區(qū)各砂層組儲(chǔ)層總體表現(xiàn)為弱非均質(zhì)性，儲(chǔ)集空間類(lèi)型以原生粒間孔隙為主，孔隙結(jié)構(gòu)以大孔隙、粗喉道為主，整體上屬于高孔、高滲型弱非均質(zhì)性?xún)?chǔ)層。

該油藏目前采出程度22.5%，可采儲(chǔ)量采出程度68.6%，累積注采比0.87；綜合含水92.4%；采液速度12.3%，采油速度1.3%；月注采比0.55。受底水錐進(jìn)影響，水驅(qū)效果一般，驅(qū)替存在不均勻性，目前，油藏已處于中高含水階段，采出程度在15 a 的開(kāi)發(fā)周期中不到23%。為此，對(duì)提液方法進(jìn)行了研究，以期提高開(kāi)發(fā)效果。

1 理論提液能力評(píng)價(jià)

根據(jù)油水運(yùn)動(dòng)方程[1-3]，考慮油相滲流存在啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，無(wú)因次采油、無(wú)因次采液指數(shù)可由下列方程計(jì)算，無(wú)因次采油指數(shù)為

無(wú)因次采液指數(shù)為

式中：Jo—無(wú)因次采油指數(shù)；

Kro—油相相對(duì)滲透率，%；

Sw—含水飽和度，%；

Scw— 束縛水飽和度，%；

JL—無(wú)因次采液指數(shù)；

Krw—水相相對(duì)滲透率，%；

M--油水黏度比，該值增大將導(dǎo)致水相比例增大，無(wú)因次。

在已知油水相滲曲線的條件下，就可以根據(jù)以上關(guān)系式計(jì)算出無(wú)因次采液、無(wú)因次采油指數(shù)，進(jìn)而繪圖分析。分別根據(jù)陸梁油田底水油藏的歸一化相滲曲線（圖1），計(jì)算得到目標(biāo)油藏的無(wú)因次生產(chǎn)指數(shù)變化規(guī)律（圖2），并逐一進(jìn)行分析。

圖1 陸梁油田底水油藏歸一化相滲曲線Fig.1 Normalized relative permeability curve of bottom water reservoir in Luliang Oilfield

圖2 陸梁油田底水油藏理論無(wú)因次采液、無(wú)因次采油指數(shù)Fig.2 Variation curve of theoretical liquid production and production index of bottom water reservoir in Luliang Oilfield

從相滲曲線上看，陸梁油田底水油藏束縛水飽和度為37.8%，殘余油飽和度為25.0%，兩相共滲區(qū)間為37.2%，等滲點(diǎn)含水飽和度為59.0%，殘余油點(diǎn)水相相對(duì)滲透率為25.0%，計(jì)算出驅(qū)油效率最大值為60.0%。

從無(wú)因次生產(chǎn)指數(shù)變化規(guī)律來(lái)看，可以劃分為3 個(gè)階段：

（1）低含水（含水＜20%）階段：無(wú)因次采液、無(wú)因次采油指數(shù)均呈下降趨勢(shì)，且無(wú)因次采油指數(shù)下降較快；

（2）中高含水（20%≤含水≤80%）階段：無(wú)因次采油指數(shù)下降變緩，無(wú)因次采液指數(shù)開(kāi)始緩慢上升；

（3）高含水（含水＞80%）階段：無(wú)因次采油指數(shù)再次快速下降，無(wú)因次采液指數(shù)急劇上升。

陸梁油田底水油藏理論和實(shí)際采液、采油指數(shù)曲線，基本反映了中黏、高滲油藏的變化特征，油藏高含水期有比較充足的供液能力，可以通過(guò)提液進(jìn)行穩(wěn)產(chǎn)。

2 提液影響因素研究

影響提液開(kāi)發(fā)的因素眾多，加之因素之間往往具有相互作用，準(zhǔn)確分析其對(duì)提液效果的影響難度較大。

通過(guò)動(dòng)態(tài)統(tǒng)計(jì)和數(shù)值模擬進(jìn)行研究，根據(jù)本油藏儲(chǔ)層物性特征，利用eclipse 數(shù)值模擬軟件黑油模擬器建立理論模型。

結(jié)合實(shí)際挑選出影響陸梁油田底水油藏提液的主要因素，地質(zhì)因素包括油層厚度、油厚比和避水厚度，開(kāi)發(fā)因素包括提液幅度、提液時(shí)含水和提液時(shí)采出程度。

利用該理論模型計(jì)算對(duì)比不同影響因素下含水上升幅度，進(jìn)而確定該影響因素的合理范圍（圖3）[4-7]。

圖3 典型模型網(wǎng)格示意圖Fig.3 Grid diagram of typical model

（1）提液時(shí)含水率

含水上升幅度與提液時(shí)含水關(guān)系動(dòng)態(tài)統(tǒng)計(jì)結(jié)果見(jiàn)圖4，數(shù)值模擬結(jié)果見(jiàn)圖5。可以看出，提液時(shí)含水率越高，含水上升幅度呈下降趨勢(shì)。同時(shí)，數(shù)值模擬結(jié)果表明，提高采收率幅度也呈下降趨勢(shì)。

圖4 含水上升幅度與提液時(shí)含水率關(guān)系曲線（動(dòng)態(tài)統(tǒng)計(jì)）Fig.4 Water cut rising amplitude vs.water cut during liquid extraction（actual dynamic statistics）

圖5 提高采收率幅度、含水上升幅度與提液時(shí)含水率關(guān)系曲線（數(shù)值模擬）Fig.5 Amplitude of EOR and water cut rising vs.water cut during liquid extraction（numerical simulation）

含水上升幅度的變化可以通過(guò)相滲曲線及含水率理論變化曲線解釋。隨著油藏含水飽和度的變化，含水率在前期（＜20%）的變化速度較慢，進(jìn)入中高含水期后，含水率變化速度達(dá)到最大值，之后隨著含水率的上升變化速度也越來(lái)越小。

因此，隨著提液時(shí)機(jī)越來(lái)越晚即油藏含水率越來(lái)越高，含水上升幅度變化減緩。油藏工程統(tǒng)計(jì)含水80%以上時(shí)，含水上升幅度明顯減緩，而決定提液效果的指標(biāo)（提高采收率幅度）變化則表明了含水70%時(shí)提高采收率幅度最大，提液時(shí)機(jī)存在一個(gè)最優(yōu)值[8-11]。

（2）提液時(shí)采出程度

含水上升幅度與采出程度關(guān)系動(dòng)態(tài)統(tǒng)計(jì)結(jié)果見(jiàn)圖6，數(shù)值模擬結(jié)果見(jiàn)圖7。從統(tǒng)計(jì)結(jié)果看，提液時(shí)采出程度越高，含水上升幅度呈下降趨勢(shì)但變化幅度很?。粩?shù)值模擬結(jié)果表明，提高采收率幅度隨提液時(shí)采出程度呈下降趨勢(shì)。含水上升幅度隨提液時(shí)采出程度的變化規(guī)律與提液時(shí)含水類(lèi)似。

圖6 含水上升幅度與采出程度關(guān)系曲線（動(dòng)態(tài)統(tǒng)計(jì)）Fig.6 Water cut rising amplitude vs.recovery rate during liquid extraction（actual dynamic statistics）

圖7 提高采收率幅度、含水上升幅度與采出程度關(guān)系曲線（數(shù)值模擬）Fig.7 Amplitude of EOR and water cut rising vs.recovery rate during liquid extraction（numerical simulation）

一般情況下，油藏采出程度和含水率變化呈一定的正相關(guān)關(guān)系，即常見(jiàn)的含水率-采出程度曲線，不同油藏的曲線形式不同。提液時(shí)采出程度越高，往往對(duì)應(yīng)的含水率越高，因此，隨著提液時(shí)單井采出程度的增加，含水上升幅度越小[12-15]。

（3）提液幅度

含水上升幅度與提液幅度關(guān)系動(dòng)態(tài)統(tǒng)計(jì)結(jié)果見(jiàn)圖8，數(shù)值模擬結(jié)果見(jiàn)圖9。

圖8 含水上升幅度與提液幅度關(guān)系曲線（動(dòng)態(tài)統(tǒng)計(jì)）Fig.8 Water cut rising amplitude vs.liquid extraction range（actual dynamic statistics）

圖9 提高采收率幅度、含水上升幅度與提液幅度關(guān)系曲線（數(shù)值模擬）Fig.9 Amplitude of EOR and water cut rising vs.liquid extraction range（numerical simulation）

從動(dòng)態(tài)統(tǒng)計(jì)上看，含水上升幅度隨提液幅度的增大而增大；數(shù)值模擬結(jié)果顯示，提液幅度越大，含水上升幅度越大，而提高采收率幅度先升高后降低。同提液時(shí)含水（時(shí)機(jī)）一樣，提液提高采收率幅度隨著提液幅度的變化存在一個(gè)最優(yōu)值，這也是在后期制定合理提液方案時(shí)重點(diǎn)考慮的問(wèn)題。提液幅度過(guò)小，不能起到明顯的增油效果；提液幅度過(guò)大，會(huì)迅速提高油井含水率，底水突進(jìn)造成水淹而無(wú)法達(dá)到提高采收率的效果[16-19]。

（4）油層厚度

含水上升幅度與油層厚度關(guān)系動(dòng)態(tài)統(tǒng)計(jì)結(jié)果見(jiàn)圖10，數(shù)值模擬結(jié)果見(jiàn)圖11。

圖10 含水上升幅度與油層厚度關(guān)系曲線（動(dòng)態(tài)統(tǒng)計(jì)）Fig.10 Water cut rising amplitude vs.reservoir thickness（actual dynamic statistics）

圖11 提高采收率幅度、含水上升幅度與油層厚度關(guān)系曲線（數(shù)值模擬）Fig.11 Amplitude of EOR and water cut rising vs.reservoir thickness（numerical simulation）

從動(dòng)態(tài)統(tǒng)計(jì)上看，油層厚度越大，提液后含水上升幅度越小，跟數(shù)值模擬結(jié)果相一致；此外油層厚度越大，提液后采收率增加幅度越大，但在油層厚度大于4 m 之后上升趨勢(shì)變緩。油層厚度越大，單井控制儲(chǔ)量潛力越大，液量變化的影響程度相對(duì)變?nèi)?，因此含水上升速度變慢。油層厚度大? m后，含水上升幅度明顯變??；而提液提高采收率增幅在油層厚度大于6 m 后，增幅減小[20-21]。陸梁油田底水油藏主力層發(fā)育穩(wěn)定，油層厚度等參數(shù)變化不大（平均油層厚度4～6 m）。故該因素不是影響陸梁油田底水油藏提液效果的主要影響因素。

（5）油厚比

含水上升幅度與油厚比關(guān)系動(dòng)態(tài)統(tǒng)計(jì)結(jié)果見(jiàn)圖12，數(shù)值模擬結(jié)果見(jiàn)圖13。從現(xiàn)場(chǎng)統(tǒng)計(jì)結(jié)果來(lái)看，油厚比越大，提液后含水上升幅度越小，這也跟數(shù)值模擬結(jié)果相吻合；此外油厚比越大，提液后采收率增加幅度越大，但上升趨勢(shì)在油厚比大于50%之后變緩。

圖12 含水上升幅度與油厚比關(guān)系曲線（動(dòng)態(tài)統(tǒng)計(jì)）Fig.12 Water cut rising amplitude vs.oil thickness ratio（actual dynamic statistics）

圖13 提高采收率幅度、含水上升幅度與油厚比關(guān)系曲線（數(shù)值模擬）Fig.13 Amplitude of EOR and water cut rising vs.oil thickness ratio（numerical simulation）

同油層厚度類(lèi)似，油厚比越大，原油儲(chǔ)量潛力越大，單井控制儲(chǔ)量潛力隨之增大，液量變化影響程度相對(duì)變?nèi)酰虼撕仙俣茸兟?、上升幅度變小，提液提高采收率增幅變大[22-25]。

（6）避水厚度

含水上升幅度與避水厚度關(guān)系動(dòng)態(tài)統(tǒng)計(jì)結(jié)果見(jiàn)圖14，數(shù)值模擬結(jié)果見(jiàn)圖15。從結(jié)果來(lái)看，避水厚度越大，提液后含水上升幅度越小，數(shù)值模擬呈現(xiàn)相同的變化規(guī)律；此外隨著避水厚度越大，提液后采收率增加幅度也越大。

圖14 含水上升幅度與避水厚度關(guān)系曲線（動(dòng)態(tài)統(tǒng)計(jì)）Fig.14 Water cut rising amplitude vs.water avoiding thickness（actual dynamic statistics）

圖15 提高采收率幅度、含水上升幅度與避水厚度關(guān)系曲線（數(shù)值模擬）Fig.15 Amplitude of EOR and water cut rising vs.water avoiding thickness（numerical simulation）

受儲(chǔ)層非均質(zhì)性、注水開(kāi)發(fā)等影響，實(shí)際動(dòng)態(tài)統(tǒng)計(jì)與數(shù)值模擬結(jié)果的略有差異，但總體規(guī)律一致。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

根據(jù)提液影響因素研究結(jié)果尋找適合提液井，最終確定8 口井可以提液，可增油51 t/d。其中，3口井已經(jīng)提液，未完全達(dá)到提液要求情況下，增油量已經(jīng)到達(dá)預(yù)期。根據(jù)提液井效果預(yù)測(cè)，呼圖壁河組底水油藏水平井提液后，平均井組提高采收率10.3%。

八面河油田萊5–4 塊應(yīng)用油藏?cái)?shù)值模擬方法，對(duì)不同井型進(jìn)行了提液時(shí)機(jī)與提液幅度的對(duì)比研究，給出了最佳提液方案[26]，在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中取得了較好的效果。

4 結(jié)論

（1）影響提液開(kāi)發(fā)效果的因素包括油層厚度、油厚比、避水厚度、提液時(shí)機(jī)、提液幅度和提液時(shí)單井采出程度。

（2）對(duì)于底水油藏，避水厚度對(duì)最大采液速度的限制更為重要，對(duì)提高排液量的影響不太明顯。

（3）提液效果一方面受地質(zhì)、流體客觀因素控制，另一方面注采參數(shù)配置、提液技術(shù)政策也會(huì)產(chǎn)生較大影響。