厚层砂岩油藏水驱均衡驱替研究及应用*

2019-11-27程大勇孙召勃张国浩

中国海上油气 2019年6期

蔡晖刘东程大勇孙召勃张国浩

(中海石油(中国)有限公司天津分公司天津 300459)

渤海河流相和三角洲相储层发育，水驱、化学驱、注蒸汽吞吐或驱替等是开发此类储层的有效技术[1-5]，其中人工注水是较经济有效的方式[6]。水驱波及体积影响着剩余油的分布，是注水油田挖潜的关键，它不仅和油藏几何形状、井网关系密切，也与注入参数联系紧密[7-8]。对于厚层砂岩油层，水驱过程的重力分异作用对剩余油分布的影响较大，是厚层油藏注水开发研究的重点之一[9-10]。国内外很多学者对注水、注蒸汽等不同开发方式下重力对渗流和剩余油的影响开展了大量研究，取得了丰富的研究成果[11-13]。但目前研究主要侧重于重力作用对倾斜油藏转注时机、转注井位优化、细分层系、提液等的影响[1,14-16]，而考虑不同油藏的地质油藏参数(如油藏厚度、渗透率等)，通过优化注采参数(如生产压差、注采井距等)进行均衡驱替设计方面的研究则很少，难以满足厚层油藏高效注水开发的需要。特别是对于渤海主力油田而言，已大规模实施过一次加密调整，显著提高了水驱开发效果，但随着开发逐渐进入高含水后期，层间及层内纵向动用差异大，水淹比例逐年上升，剩余油分布更加复杂，如何通过精细注采调控和优化挖潜进一步改善水驱效果，提升老油田采收率，是渤海油田持续稳产迫切需要解决的关键问题之一。

笔者针对厚层砂岩油藏水驱由于重力分异作用导致纵向波及系数较低的问题，基于渤海主力水驱油田的取心资料，根据相似原理制作了均质、正、反韵律的长(50 cm)、短(28 cm)二维平板可视化物模模型，研究了水驱剩余油分布影响因素；在此基础上提出了均质、正、反韵律3种油层的水驱均衡驱替准数，并在渤海主力注水油田进行了应用。

1 二维可视化水驱油物理模拟

基于渤海SZ油田的取心资料，根据相似原理制作了均质、正韵律、反韵律的长模型(50 cm)、短模型(28 cm)二维平板可视化物模模型，开展了室内物理模拟实验。

1.1 实验装置

图1为设计的二维平板可视化实验装置及流程图，主要实验装置由中间容器(带活塞)、高精度柱塞泵、高精度压力传感器、六通阀、平板模型、油水分离器等相关玻璃容器、秒表以及图像采集系统等组成。

图1 二维可视化水驱油物理模拟实验装置及流程图

1.2 实验模型及步骤

平板模型由有机玻璃板、石英砂、塑料管线和胶结剂制作而成，其制作步骤可分为粘合模型、填砂、封口密封、出口端分流、连接管线等。图2为部分短模型及长模型实物，均未连接管线。水驱实验方法为模型先饱和油，水驱至含水率高于98%；记录不同时间累积产油、产水量，通过摄像记录不同时刻模型中的饱和度分布情况。

图2 部分模型实物图片

1.3 剩余油分布影响因素

从短模型和长模型不同见水时刻和水驱结束时刻(含水率为98%)的原油饱和度分布图(图3)可以看出，无论是长模型还是短模型，由于油水重力的影响，注入水进入地层后主要沿油层下部移动，油井见水时油层上部存在大量剩余油，见水时刻短模型和长模型的采出程度分别为27.33%和20.76%，长模型采出程度比短模型低6.57个百分点；水驱至含水98%以上时，生产井周围油层顶部仍存在大量剩余油；且模型越长，相当于注采井距越大，注采井间的剩余油越多，水驱结束时刻短模型和长模型的采出程度分别为45.66%和37.72%，长模型采出程度比短模型低7.94个百分点。可见，对于厚层砂岩油藏，确定一个能表征纵向均衡驱替的物理量，以指导注采参数调整、合理井距确定等，对于提高采收率具有十分重要的意义。

图3 长、短模型不同见水时刻和水驱结束时刻原油饱和度分布图(均质)

2 均衡驱替准数的提出

假设地层为均质，建立均衡驱替模型，任意水驱前缘处的流动微元受到水平方向(沿X轴方向)的驱替动力和垂直方向(沿Z轴方向)的自身重力作用(图4)。注采压差使注入水沿水平方向以速度Vx流动，重力分异使水沿重力方向以速度Vz流动，而微元则是在二者的合力下沿着与水平方向的夹角θ以速度V合运动。

图4 注水均衡驱替前缘示意图(均质)

由图4可知，对于油层厚度一定的油藏，要使纵向波及系数更高，应该使夹角θ越小。为使注入水纵向驱替更加均匀，定义表征纵向和横向流动时间比值的参数——均衡驱替准数N，其物理意义为垂向流动时间与水平流动时间的比值。均衡驱替准数有别于无因次重力数G，G的物理意义为重力和驱动力的比值[17-18]。

对于图4中的均质模型，根据达西定律，水平方向渗流速度为

(1)

式(1)中：Vx为水平方向流动速度，m/s；Kx为水平方向渗透率，m2；μ为地层条件原油黏度，Pa·s；Δp为注采压差，Pa；L为注采井距，m。

垂直方向渗流速度为

(2)

式(2)中：Kz为垂直方向渗透率，m2；Δρ为注入流体与地层原油密度差，kg/m3；g为重力加速度，m/s2。

根据均衡驱替准数的定义可知

(3)

式(3)中：tz、tx分别为纵向、横向流动时间，s;H为模型高度，m。

将式(1)和(2)代入式(3)，可得均质模型驱替准数计算式为

(4)

考虑渗透率级差JK与突进系数βK，定义正韵律油层驱替准数为

(5)

其中，

(6)

(7)

(8)

(9)

定义反韵律油层驱替准数为

(10)

3 均衡驱替准数敏感性分析

分析式(4)可知，均衡驱替准数主要受生产压差、油层厚度、垂向渗透率与水平渗透率比值、油水密度差、注采井距等参数的影响。以渤海LD21油田4井区的地质油藏参数为基础(表1)，对上述影响参数进行敏感性分析，结果见图5。从图5可以看出，各组参数不同韵律油层的均衡驱替准数几乎表现出相同的趋势，驱替准数值大小依次为均质、反韵律、正韵律油层。进一步分析可知，不同参数对均衡驱替准数的影响分为2种：①线性增加关系，如油层厚度(图5a)、生产压差(图5b)；②指数递减关系，如密度差(图5c)、渗透率级差(图5d)、注采井距(图5e)、垂向渗透率与水平渗透率比值(图5f)等。

表1 驱替准数敏感性分析基本参数

图5 不同韵律地层均衡驱替准数N的参数敏感性分析结果

以表1中参数为基础，得到不同参数无因次变化量对应的驱替准数无因次增量(图6)。分析可知，上述5个参数对均衡驱替准数的敏感性大小依次为：注采井距、垂向渗透率与水平渗透率比值、油层厚度、注采压差、密度差。

图6 不同参数无因次变化量对应的驱替准数无因次增量

4 矿场应用

应用前面的研究结果，对渤海几个主力注水油田进行了计算，得到了不同油田的驱替准数，并反算了合理井距，计算结果见表2。分析表2可知，各区块目前驱替准数大多小于合理均衡驱替准数，各区块合理井距在147～226 m，而实际井距在200～400 m，显然具有进一步调整的潜力。

例如，渤海SZ36油田储层发育，物性较好，孔隙度在27%～36%，平均31%；渗透率在100～12 000 mD，平均2 800 mD；油层分布相对稳定，但小层横向非均质性较严重；原油具有密度大、黏度高(24～452 mPa·s)、胶质沥青含量高等特点，属于稠油。该油田自1993年投入开发，采用人工注水，截至2019年6月采出程度为28.2%，含水率为84.7%。由表2可知，在生产压差4 MPa的情况下，该油田的合理井距为226 m，而实际井距则高达350 m。同时，结合测试等生产资料，分析剩余油在储层上部比较集中，中部和底部水淹严重。因此，提出部署水平井挖潜储层顶部剩余油。于是，2015年1月油井排与水井排间加密部署水平试验井S25H，挖潜井排间及顶部剩余油，加密后局部井距由350 m减小到175 m(图7)。投产后，初期日产油90 m3，中低含水期长达2年，有效动用了井排间及顶部剩余油。对于周边注水井，提出加强分层调配，通过提液使生产压差由2MPa提高到4MPa，均衡驱替准数从7增加到14，日产油量增加40 m3，进一步改善了生产效果。