基于流線數(shù)值技術(shù)的特高含水后期油田改良模擬研究

崔文富

(中國(guó)石化勝利油田分公司 勝利采油廠,山東 東營(yíng) 257051)

相對(duì)于油田高含水期甚至特高含水期初期,油田進(jìn)入特高含水后期剩余油分布更加復(fù)雜,挖潛調(diào)整的難度更大[1-3]。勝坨油田長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā),目前已經(jīng)進(jìn)入了特高含水后期,層內(nèi)、層間以及平面矛盾突出,剩余油分布非常零散,嚴(yán)重制約了水驅(qū)采收率的提高,迫切需要開(kāi)展挖潛調(diào)整來(lái)進(jìn)一步提高油田采收率[4-6],其中轉(zhuǎn)流線是特高含水后期改善開(kāi)發(fā)效果的重要手段之一[7-10]。

針對(duì)雙河油田流線長(zhǎng)期固定、高耗水條帶發(fā)育、注水沿優(yōu)勢(shì)方向突進(jìn)的問(wèn)題,通過(guò)對(duì)油井大幅降低產(chǎn)液,對(duì)水井進(jìn)行差異性調(diào)配,從而促使液流發(fā)生轉(zhuǎn)向,擴(kuò)大流線波及范圍,提高波及體積[11]。針對(duì)雙河油田某區(qū)塊高含水后期局部區(qū)域形成優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)、注水井注水效率低、油井含水率高、剩余油分布零散、開(kāi)發(fā)調(diào)整措施效果差的問(wèn)題,提出了轉(zhuǎn)流線精細(xì)注采調(diào)整的方法,使原始流線旋轉(zhuǎn)一定角度,挖潛零散分布的剩余油[12]。針對(duì)江漢油區(qū)平面、縱向水驅(qū)不均衡的現(xiàn)象開(kāi)展了流場(chǎng)調(diào)整技術(shù)研究,借助對(duì)剩余油分布的再認(rèn)識(shí),提出了井網(wǎng)調(diào)整轉(zhuǎn)流線的五種模式,即井網(wǎng)調(diào)整轉(zhuǎn)流線、協(xié)調(diào)注采引流線、綜合治理均衡流場(chǎng)、多級(jí)細(xì)分調(diào)剖面、注采耦合調(diào)流線[13]。針對(duì)孤東油田七區(qū)強(qiáng)注強(qiáng)采導(dǎo)致大孔道發(fā)育的問(wèn)題,基于數(shù)值模擬技術(shù)開(kāi)展了高含水油田轉(zhuǎn)流線調(diào)整研究,在剩余油潛力分析的基礎(chǔ)上通過(guò)實(shí)施注采轉(zhuǎn)換轉(zhuǎn)變流線,取得了較好的實(shí)施效果[14]。以孤東油田六區(qū)為研究對(duì)象,根據(jù)剩余油分布特征、目前井網(wǎng)狀況,以投入產(chǎn)出比為目標(biāo)提出了井網(wǎng)轉(zhuǎn)流線調(diào)整方案[15]。上述對(duì)轉(zhuǎn)流線的研究大多集中在采用加密或抽稀井網(wǎng)、層系細(xì)分等方式轉(zhuǎn)變流線;而對(duì)于老井注、采互換實(shí)現(xiàn)大角度轉(zhuǎn)流線并沒(méi)有深入的研究。此外,目前的研究主要為案例應(yīng)用分析研究,對(duì)于流線調(diào)整不見(jiàn)效原因以及流線調(diào)整有效驅(qū)替缺少系統(tǒng)的分析研究。

近年來(lái),各油田基于矢量開(kāi)發(fā)理念開(kāi)展了老井采轉(zhuǎn)注、注轉(zhuǎn)采的大角度轉(zhuǎn)流線先導(dǎo)試驗(yàn)[16-20],取得了一定降水增油效果,但是也出現(xiàn)了注轉(zhuǎn)采后大量排液仍不見(jiàn)效的案例,為了改善該試驗(yàn)區(qū)開(kāi)發(fā)效果,同時(shí)為其他區(qū)塊大角度流線調(diào)整提供指導(dǎo),有必要進(jìn)一步明確該先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)剩余油分布特征及大角度轉(zhuǎn)流線未見(jiàn)效原因,進(jìn)而提出剩余油有效驅(qū)替的對(duì)策。以TS8區(qū)塊為研究對(duì)象,開(kāi)展了流線數(shù)值模擬研究,分析了已實(shí)施礦場(chǎng)井失敗的原因,并在此基礎(chǔ)上提出流線調(diào)整有效驅(qū)替方法,為大角度轉(zhuǎn)流線的研究與實(shí)施提供更好的技術(shù)支持。

1 TS8區(qū)塊數(shù)值模擬研究

1.1 TS8區(qū)塊概況

TS8區(qū)塊沉積環(huán)境為三角洲前緣亞相沉積,儲(chǔ)層平均孔隙度約為29.8%,平均滲透率約為692.4×10-3μm2。區(qū)塊地質(zhì)儲(chǔ)量411萬(wàn)t,自開(kāi)發(fā)至今采出程度約48.3%,含水率高達(dá)98%,是典型的特高含水后期中高滲透砂巖斷塊油藏。根據(jù)先導(dǎo)試驗(yàn)方案,對(duì)該井區(qū)開(kāi)展大角度注轉(zhuǎn)采轉(zhuǎn)流線實(shí)施方案,實(shí)施后注轉(zhuǎn)采井累計(jì)排液2.47萬(wàn)t仍未見(jiàn)油,效果不佳。

1.2 TS8區(qū)塊剩余油分析

根據(jù)目標(biāo)區(qū)塊的地質(zhì)認(rèn)識(shí)及開(kāi)發(fā)歷史資料,建立了目標(biāo)區(qū)塊的數(shù)值模擬模型。模型網(wǎng)格劃分為46×88×17,網(wǎng)格總數(shù)為68 816,模擬生產(chǎn)歷史至2019年7月,目標(biāo)區(qū)塊數(shù)值模擬模型屬性圖如圖1所示。

經(jīng)過(guò)多年的開(kāi)采和發(fā)展,目標(biāo)區(qū)塊已經(jīng)進(jìn)入高含水開(kāi)發(fā)后期,剩余油的分布狀況變得越來(lái)越復(fù)雜。通過(guò)對(duì)數(shù)值模型進(jìn)行歷史擬合得到了目標(biāo)區(qū)塊大角度轉(zhuǎn)流線后的剩余油分布情況,結(jié)果如圖2所示。

(a)1層 (b)2層 (c)3層圖2 TS8區(qū)塊剩余油分布圖

從圖2可以看出,剩余油主要?jiǎng)澐譃橐韵聨最?lèi):①油藏邊緣的難動(dòng)用剩余油;②處于設(shè)計(jì)流線的分流線區(qū)域的剩余油;③設(shè)計(jì)形成流線但目前仍未有效驅(qū)替的剩余油。其中第③類(lèi)剩余油占比較大,分析認(rèn)為該種剩余油出現(xiàn)的原因一種是實(shí)際未形成流線,另一種是雖然已經(jīng)形成流線,但流線較弱,尚未完全動(dòng)用該區(qū)域的剩余油。

1.3 大角度轉(zhuǎn)流線不見(jiàn)效原因分析

本次轉(zhuǎn)流線調(diào)整過(guò)程中有2個(gè)未見(jiàn)效井組,分別為W1井組和W2井組,具體如圖3所示(虛線框)。現(xiàn)就從流線、壓力梯度、構(gòu)造形態(tài)、非均質(zhì)程度、轉(zhuǎn)流線前累積注水量等角度進(jìn)行不見(jiàn)效原因分析。

圖3 TS8區(qū)塊流線分布圖

1.3.1流線分布

從圖3可以看出,W1井組中W3至W1、W4至W1流線稀疏,對(duì)剩余油的控制能力弱;W7至W1流線密集,但該方向水淹程度較高,剩余油飽和度低。類(lèi)似的,W2井組中W5至W2、W6至W2流線稀疏,對(duì)剩余油的控制能力弱;W8至W2流線密集,但該方向水淹程度高,剩余油飽和度低。

1.3.2壓力及壓力梯度分布

W1井組、W2井組大角度轉(zhuǎn)流線后壓力及壓力梯度分布如圖4所示。

(a)W1井組

從圖4可以看出,W1井組中W7至W1壓力梯度最大,W4至W1、W3至W1尚未建立起有效的驅(qū)替壓力梯度。同樣的,W2井組中W8至W2壓力梯度最大,W6至W2、W5至W2尚未建立起有效的驅(qū)替壓力梯度。

1.3.3構(gòu)造形態(tài)

目標(biāo)井區(qū)為中間高,兩邊低的斷鼻構(gòu)造,具體到W1井組,其1層構(gòu)造高部位和構(gòu)造低部位的高程差為17.6 m;3層構(gòu)造高部位和構(gòu)造低部位的高程差為23.7 m。W4至W1方向,注入水從高部位向低部位驅(qū)替,受重力作用的影響,注水波及面積相比平面注水更小,但驅(qū)替速度更快。對(duì)于W2井組,其1層構(gòu)造高部位和構(gòu)造低部位的高程差為38.5 m。W5至W2方向,注入水從高部位向低部位驅(qū)替,受重力作用的影響,注水波及面積相比平面注水更小,但驅(qū)替速度更快。

1.3.4儲(chǔ)層相對(duì)滲流阻力(飽和度)差異

經(jīng)統(tǒng)計(jì),W1井組中W3至W1方向含水飽和度為0.613;W4至W1方向含水飽和度為0.598;W7至W1方向含水飽和度為0.650。W2井組中W5至W2方向含水飽和度為0.622;W6至W2方向含水飽和度為0.659;W8至W2方向含水飽和度為0.673。靜態(tài)非均質(zhì)的基礎(chǔ)上,由于各注采方向上含水飽和度的差異進(jìn)一步加劇了各注采方向上的滲流阻力差異,導(dǎo)致強(qiáng)水淹方向低效循環(huán)嚴(yán)重,剩余油飽和度較高的方向更加難以有效動(dòng)用。

1.3.5注采工作制度

W1井組、W2井組中各井的平均日產(chǎn)液/日注水水平如圖5所示。

(a)W1井組

從圖5可以看出,2個(gè)井區(qū)的工作制度設(shè)計(jì)仍不夠合理,作為注轉(zhuǎn)采井,一方面需要增加液量,盡快排出井筒周?chē)囊后w;另一方面應(yīng)注意各注采方向上液量匹配,避免高水淹方向持續(xù)強(qiáng)驅(qū)替。

綜上所述,流線、壓力梯度、構(gòu)造形態(tài)、儲(chǔ)層相對(duì)滲流阻力(飽和度)差異、工作制度是影響大角度轉(zhuǎn)流線效果的重要因素,其中構(gòu)造形態(tài)是地質(zhì)因素,無(wú)法人為干預(yù),其余各因素均與壓力梯度相關(guān),即壓力梯度是可控因素,因此建立合理的驅(qū)替壓力梯度是大角度轉(zhuǎn)流線提高成功率的關(guān)鍵。

2 合理驅(qū)替壓力梯度研究

基于TS8區(qū)塊數(shù)值模擬模型,針對(duì)注轉(zhuǎn)采建立相應(yīng)的概念模型,設(shè)置礦場(chǎng)實(shí)際可能采用的驅(qū)替壓差范圍,開(kāi)展不同驅(qū)替壓力梯度情況下的數(shù)值模擬計(jì)算,分析相應(yīng)的水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果,研究明確合理驅(qū)替壓力梯度取值范圍。

以W1井組實(shí)際油藏?cái)?shù)值模型為基礎(chǔ),抽象建立反映井組特征的概念模型,具體如圖6所示。模型中共包含6口井,其中3口注水井,3口生產(chǎn)井。開(kāi)發(fā)前期呈現(xiàn)排狀注水井網(wǎng),構(gòu)造低部位注水,構(gòu)造高部位采油。開(kāi)發(fā)一段時(shí)間后進(jìn)行大角度轉(zhuǎn)流線調(diào)整,排狀注水中間部位的注水井轉(zhuǎn)為油井,中間部位的生產(chǎn)井轉(zhuǎn)為注水井,結(jié)合區(qū)塊實(shí)際,設(shè)計(jì)轉(zhuǎn)流線后的工作制度如表1所示。

表1 轉(zhuǎn)流線后設(shè)計(jì)壓差及壓力梯度方案Tab.1 Design pressure difference and pressure gradient scheme after flow line

圖6 W1井組概念模型Fig.6 Conceptual model of W1 well group

對(duì)比轉(zhuǎn)流線和不轉(zhuǎn)流線生產(chǎn)2種方式的剩余油分布可以看出,不轉(zhuǎn)流線生產(chǎn)剩余油主要分布于注采井的分流線區(qū)域,且剩余油分布較多,結(jié)果如圖7所示。轉(zhuǎn)流線生產(chǎn)同樣會(huì)有部分剩余油被驅(qū)替至轉(zhuǎn)流線之前和轉(zhuǎn)流線之后的分流線疊加區(qū)域內(nèi),但總體剩余油分布區(qū)域相對(duì)較小。

(a)飽和度分布

對(duì)不同轉(zhuǎn)流線后的壓力梯度方案開(kāi)展數(shù)值模擬,對(duì)比不同壓力梯度方案下轉(zhuǎn)流線后注轉(zhuǎn)采井采出液累積含油率(注轉(zhuǎn)采井累積產(chǎn)油量與注轉(zhuǎn)采井累積產(chǎn)液量之比)結(jié)果,具體如圖8所示。

圖8 不同壓力梯度方案下轉(zhuǎn)流線后注轉(zhuǎn)采井采出液累積含油率

從圖8可以看出,隨著壓力梯度的增加,注轉(zhuǎn)采后,累積采出液中的含油率隨著壓力梯度的增加呈現(xiàn)先增加后減小的情況,在0.03 MPa/m附近出現(xiàn)拐點(diǎn)?？紤]到實(shí)際油藏的復(fù)雜情況,推薦該油藏參數(shù)下大角度轉(zhuǎn)流線后壓力梯度應(yīng)在0.03～0.04 MPa/m。

3 礦場(chǎng)調(diào)整

基于概念模型得到的合理壓力梯度范圍對(duì)W1井組和W2井組進(jìn)行了方案再設(shè)計(jì)與實(shí)施。結(jié)合井距經(jīng)計(jì)算W1井組合理注采壓差約21.6～30.3 MPa,W2井組合理注采壓差約14.4～21.6 MPa,現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用后,2井組繼續(xù)排液0.8～1.2萬(wàn)t后,含水開(kāi)始下降并見(jiàn)油?；诖?利用數(shù)模法預(yù)測(cè)15年累產(chǎn)油變化曲線,具體如圖9所示。

圖9 礦場(chǎng)應(yīng)用后預(yù)測(cè)累產(chǎn)油量變化曲線

從圖9可以看出,調(diào)整方案能夠?qū)崿F(xiàn)增油10.23萬(wàn)t,含水率下降1.5%左右,起到了較好的降水增油效果,為特高含水后期油田進(jìn)一步提高采收率提供了一定的技術(shù)支持。

4 結(jié)語(yǔ)

(1)以TS8區(qū)塊為研究對(duì)象,利用流線數(shù)值技術(shù)開(kāi)展了特高含水后期油田大角度轉(zhuǎn)流線的數(shù)值模擬研究,明確了3類(lèi)剩余油分布特征:①油藏邊緣的難動(dòng)用剩余油。②處于設(shè)計(jì)流線的分流線區(qū)域的剩余油。③設(shè)計(jì)形成流線但目前仍未有效驅(qū)替的剩余油,且該類(lèi)剩余油占比較大;

(2)從流線、壓力梯度、構(gòu)造形態(tài)、儲(chǔ)層相對(duì)滲流阻力(飽和度)差異、工作制度等角度總結(jié)了已實(shí)施礦場(chǎng)井不見(jiàn)效的原因,其中壓力梯度是影響大角度轉(zhuǎn)流線效果的主控因素,且大角度轉(zhuǎn)流線后壓力梯度應(yīng)為0.03～0.04 MPa/m;

(3)礦場(chǎng)應(yīng)用后增油降水效果顯著,數(shù)模法預(yù)測(cè)15年內(nèi)能夠?qū)崿F(xiàn)增油10.23萬(wàn)t,含水率下降1.5%左右。