王欣然 蔡 晖 李彦来 李展峰 颜冠山 张立波

中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

油田调整挖潜依赖于对剩余油分布规律的清晰认识,而剩余油分布规律主要受到油藏地质条件和开发方式影响[1-7]。对于非均质性较弱的注水开发油田,受油水重率差和黏度差异影响,仍存在注入水提前突破,从而造成采油井无水采收期短,开发前期递减较大的问题[8-10]。由于海上油田具有平台寿命短、开发投资高的特点,因此实现开发前期的高产和稳产至关重要[11],通过实施早期注聚能有效改善油田前期开发效果[12-14],而合理的射孔方式同样是影响油田开发效果的重要因素之一[15-16]。那么在早期注聚条件下,研究合理的射孔组合方式,能够发挥二者协同效应,从而使油田开发效果得到进一步提高。前人对射孔参数与产能关系以及射孔方案工艺优化方面研究较多[17-22],而对注、采井不同射孔方式组合下剩余油分布规律研究较少,且现有射孔方式优化研究主要针对天然能量或水驱开发油田,研究手段多以数值模拟为主[23-27],对室内物理模拟条件下,射孔组合方式对聚驱剩余油分布影响方面研究较少。渤海Z油田主力含油层系非均质性较弱,为保证油田具有较好的开发效果,本文参照实际储层、流体等特征参数,依据相似原理开展室内驱油实验,对比不同射孔组合方式下水驱和聚驱的剩余油分布情况,从而为渤海Z油田射孔组合方式优化以及滚动扩边、挖潜调整提供有力依据。

1 实验模型的建立

1.1 平板模型制作

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,其制作步骤为:1)将有机玻璃板用改性丙烯酸酯胶粘剂粘合;2)根据所需的渗透率要求,将环氧树脂和固化剂按1∶1的量混合,并按一定的质量分数与石英砂混合搅拌均匀,然后倒入模型中压实,将表面处理均匀,50 ℃下放置4 h固化;3)倒入填砂口将模型封口,再将模型四周密封;4)在注采井位置用电钻钻取井位,连接管线,并将模型完全密封。

1.2 模型参数设置

表1 驱替模型基础参数

模型编号干重/g湿重/g孔隙度/(%)饱和油体积/mL1478.16509.4335.131.42485.80518.4237.333.13481.60513.6536.232.44483.07514.6535.531.85481.22513.3236.732.46483.71516.5637.533.47482.48514.0035.631.78483.01514.3535.431.5

实验用水是依据渤海Z油田实际生产中注入水离子组成复配而成,总矿化度为3 680 mg/L;实验用油为真空泵油与煤油按体积比2∶1配制,其黏度模拟渤海Z油田储层原油黏度,61 ℃下模拟油黏度为16.9 mPa·s;实验用聚合物为渤海Z油田实际注入聚合物,聚合物溶液浓度为1 200 mg/L,有效黏度为7.6 mPa·s;实验温度模拟渤海Z油田储层中深温度61 ℃。为使实验效果更加明显,在模拟注入水中加入甲基蓝染成蓝色,在模拟油中加入苏丹红染成红色。

2 实验方案及步骤

表2 实验方案设计

方案射孔组合方式注水井采油井水驱聚驱1全部射开全部射开2上部射开全部射开3上部射开上部射开4全部射开上部射开至含水率为98 %-5全部射开全部射开6上部射开全部射开7上部射开上部射开8全部射开上部射开至模型见水(含水率大于30 %)至含水率为98 %

3 实验结果与分析

3.1 射孔方式对水驱剩余油影响

3.1.1 见水时刻剩余油分布情况

水驱条件下,不同射孔组合方式模型见水时刻剩余油分布情况见图1。

方案1见水时刻剩余油分布见图1-a)。当采用方案1时,驱替过程中指进现象最为明显,这是由于采油井投产后,首先在井底形成压力降落[28],从而导致投产初期模型底部的生产压差最大,由于注入水的黏度远小于原油黏度,因此注入水首先沿模型底部窜进。注采压差自下而上逐渐变小,同时由于存在油水重力分异作用,导致模型上部剩余油大量富集,纯水区前缘上窄下宽,弧度较大,形状接近正立的三角形。

方案2见水时刻剩余油分布见图1-b)。采用方案2时,相比于方案1,注水井端附近区域纵向波及程度得到明显改善,因为注水井上部射开,模型注水井端仅上部为供给边界,而采油端井底部压力下降最快,所以注采压差主要集中在靠近注水井的斜上方区域,因此模型上部注水井端附近区域驱替程度较高。同时在油水重率差的作用下,模型下部注水井端附近区域驱替程度也较高,纯水区前缘上宽下窄,弧度较小,形状接近活塞式驱替。

方案3见水时刻剩余油分布见图1-c)。采用方案3时,模型中注水井附近的纵向波及程度较高,但采油井附近的注水波及程度较低,这是因为采油井只有上部射开时,其生产能力低于完全射开时的生产能力,注采压差也随之减小,驱替速度减缓。对于采油井端,井底处即模型中部的初期生产压差最大,因此形成窜流通道,使采油井端整体驱替较弱,纯水驱前缘上宽下窄,弧度较大,形状近似倒立的三角形。

方案4见水时刻剩余油分布见图1-d)。采用方案4时,剩余油分布情况与方案1类似,但注水井端纵向上注入水波及范围大于方案1的波及范围,这是由于采油井端仅上部有压力下降,从而一定程度上抑制了模型上部注入水的重力分异作用。但相比于方案3,由于注水井全部射开,导致注入水更易沿模型底部窜进,见水时刻纯水区的推进距离较近,其前缘上窄下宽,且弧度较小。

a)方案1

b)方案2

c)方案3

d)方案4

图1 不同射孔方式模型见水时刻剩余油分布图

3.1.2 水驱结束后剩余油分布情况

水驱结束后不同射孔组合方式下油水分布见图2。

方案1水驱结束后剩余油分布见图2-a)。采用方案1时,模型纵向上驱替不均的情况较为明显,注入井端注入水主要沿模型底部突进,采油井端井底部分水洗程度较高,模型顶部仍有大量剩余油富集,整体驱替效果较差。

方案2水驱结束后剩余油分布见图2-b)。采用方案2时,模型纵向驱替程度较为均匀,这是由于注入水在注采压力分布范围和油水重率差的双重作用下,能够使模型纵向上整体波及程度扩大,使整个驱替过程更接近于活塞式驱替,故水驱后模型水洗程度较高,剩余油在采油井端少量分布,仅顶部剩余油相对富集,整体驱替效果较好。

方案3水驱结束后剩余油分布见图2-c)。采用方案3时,模型纵向驱替程度相对均匀,由于注采压差主要作用在模型上部区域、注采压差较小,同时受到油水重力分异作用,使驱替过程中注入水横向渗流的连续性变差,水驱后模型水洗程度较低,在靠近采油井端,剩余油呈零星分布状态,采油井端顶部局部剩余油相对富集。

方案4水驱结束后剩余油分布见图2-d)。采用方案4时,模型纵向上驱替均匀程度变差,由于注采压差仍主要分布在模型的中上部区域,注水井端的纵向驱替程度较高,但因注水井端全部射开,使注入水易沿模型底部窜进,导致模型采油井端上部动用情况变差,相比于方案2和方案3,模型顶部剩余油更为富集。

通过水驱油实验结果得出,不同射孔方案下油水分布差异较大,注水井和采油井采取上部射孔的方式,均能一定程度上抑制驱替过程中注入水突进现象,加强纵向上的波及程度。注水井上部射开对模型整体的剩余油分布情况有显著影响,模型纵向驱替均匀程度得到改善;而采油井上部射开仅对采油井附近区域的剩余油分布情况有影响。

a)方案1

b)方案2

c)方案3

d)方案4

图2 不同射孔方式模型驱替结束剩余油分布图

3.1.3 水驱动态特征

a)采油速度与注入孔隙体积倍数关系曲线

b)含水率与采出程度关系曲线

3.2 射孔方式对聚驱剩余油影响

3.2.1 聚驱结束后剩余油分布情况

由于方案5～8设计模型见水后实施聚驱,因此见水时刻剩余油分布特征与方案1～4水驱剩余油分布特征基本相同,故重点分析聚驱结束后剩余油分布情况,如图4所示。方案5剩余油分布见图4-a)。采用方案5时,纯聚合物区前缘为上窄下宽的弧形,相比于水驱,纵向上整体驱替程度得到明显提高,说明聚合物能够改善模型中的水油流度比,从而有削弱指进现象,但在该射孔方式组合下聚驱对降低重力分异作用效果有限,因此靠近采油井端上部仍有一定程度剩余油富集。

方案6剩余油分布见图4-b)。采用方案6时,纯聚合物区前缘为上宽下窄的弧形,相比于水驱,其纵向上驱替程度更为彻底,由于注水井、采油井纵向上射开程度存在差异,注采压力场能够与聚合物溶液改善流度比性能形成协同作用,从而有效抑制重力分异现象,使模型上部剩余油驱替程度提高,进而使纵向上整体原油得到有效驱替,驱替结束后,采油井端附近剩余油分布较少,聚驱扩大波效果明显。

方案7剩余油分布见图4-c)。采用方案7时,与水驱相比,模型底部窜进的现象得到了有效抑制,纯聚合物区前缘为上宽下窄的弧形,但其前缘弧度明显大于方案6前缘弧度,这是因为注采压差主要分布在模型上部区域,因此聚合物溶液在模型上部流动性较强,改善驱替效果也较为明显。而模型下部为注采压差作用的次要区域,因此模型下部驱替程度低于上部区域驱替程度,剩余油在采油井端底部少量富集。

方案8剩余油分布见图4-d)。采用方案8时,相比水驱,采油井端模型顶部剩余油也得到了有效的驱替,纯聚合物区前缘较为接近“活塞式”驱替,这是因为注水井端全部射开时,纵向上注采压差分布相对方案6、7的注采压差要均匀,因此聚合物溶液纵向上的渗流速度差异较小,虽然相比方案5有效抑制了重力分异作用,但由于采油井仅上部射开,其生产能力受限,导致驱替结束后,仍有零散剩余油分布,特别是在采油井端中部和底部均有一定程度剩余油富集。

相比水驱开发方式,不同射孔组合方式实施聚驱均能有效扩大纵向波及体积,从而明显改善水驱开发效果,其中方案6聚驱结束后剩余油分布最少,驱替程度最高。

a)方案5

b)方案6

c)方案7

d)方案8

图4 不同射孔方式模型聚驱结束剩余油分布图

3.2.2 聚驱动态特征

聚驱条件下,采油速度与注入孔隙体积倍数关系见图5-a),通过在低含水期实施早期注聚,不同射孔组合方式模型的采油速度均开始回升。采用方案5时,相比于同期水驱,采油速度上升峰值为0.37 mL/min,提高了5.3倍,但采油速度峰值保持时间较短;采用方案6时,相比于同期水驱,采油速度上升峰值为0.39 mL/min,提高了6.5倍,且采油速度峰值保持时间最长;采用方案7时,相比于同期水驱,采油速度上升峰值为 0.38 mL/min,提高了5.6倍,采油速度峰值保持时间较长;采用方案8时,相比于同期水驱,采油速度上升峰值为 0.36 mL/min,提高了6.0倍,采油速度峰值保持时间较短。说明聚驱能够有效提高开发前期的采油速度,其中方案6实施聚驱后提升采油速度效果最好。

a)采油速度与注入孔隙体积倍数关系曲线

b)含水率与采出程度关系曲线

4 矿场应用实践

图6 渤海Z油田调整井射孔组合方式示意图

5 结论

1)以渤海Z油田油藏特征为参考,根据相似原则,设计人造三维物理模拟实验,研究了不同射孔方式组合下水驱及聚驱剩余油分布情况及生产动态。

2)相比于水驱开发方式,不同射孔组合方式实施聚驱,均能有效提高开发前期的采油速度和最终采收率,从而提高海上油田前期开发效果。

3)对于注水井上部射开、采油井全部射开的射孔组合方式,其水驱和聚驱的稳产期均为最长,采收率均为最高,建议作为推荐射孔组合方式。

4)将优选出的射孔组合方式应用到油田实际矿场试验中,取得了较好的试验效果,能够为优化油田开发生产及挖潜调整提供依据。