渤海X油田不同射孔方式下均質(zhì)油層縱向剩余油分布規(guī)律研究

劉 斌，李紅英，宋洪亮，王欣然，劉喜林

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渤海X油田不同射孔方式下均質(zhì)油層縱向剩余油分布規(guī)律研究

劉 斌，李紅英，宋洪亮，王欣然，劉喜林

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津塘沽 300459）

渤海X油田已進(jìn)入高含水開發(fā)后期，油水關(guān)系復(fù)雜，針對縱向動用不均勻的問題，利用人造物理模擬巖心，開展油水井不同射開部位生產(chǎn)條件下厚油層縱向上剩余油分布規(guī)律研究。結(jié)果表明，注入井上部射開、生產(chǎn)井全部射開效果最好，最終采收率最高；優(yōu)化射孔方案可以改變油水流動方向，但受重力分異作用影響，剩余油仍主要集中在儲層頂部。將研究成果應(yīng)用于油田生產(chǎn)，其中X1井投產(chǎn)后日產(chǎn)油達(dá)200 m3，無水采收期長達(dá)2年。該方法對于改善厚油層水驅(qū)效果具有一定效果，可在海上油田適度推廣。

渤海X油田；射孔方式；剩余油分布

渤海X油田目前已進(jìn)入“雙高”階段，含水上升較快，剩余油分布更趨復(fù)雜，正確認(rèn)識剩余油分布規(guī)律對油田后期改善開發(fā)效果具有重大意義[1–4]。通過調(diào)研發(fā)現(xiàn)，對儲層構(gòu)型、儲層滲透率、隔夾層發(fā)育程度、流體性質(zhì)以及注水倍數(shù)等因素影響剩余油分布的研究較多[5–8]，但對海上油田優(yōu)化射孔方案下的剩余油分布研究還比較欠缺，無經(jīng)驗可循。為此，本文利用物理模擬手段開展海上油田不同射開部位生產(chǎn)條件下厚油層縱向剩余油分布規(guī)律研究，以期對油田下步挖潛提供參考。

1 室內(nèi)實驗

1.1 材料與方案

實驗用油為現(xiàn)場脫水脫氣原油與煤油按一定比例配制而成的模擬油，65 ℃條件下黏度為10 mPa?s；實驗用水為現(xiàn)場污水；實驗設(shè)備主要包括恒溫箱、平流泵、中間容器、量筒等。

通過分析渤海X油田的射孔方案，對于主力Ⅱ、Ⅲ油組，其注入井和生產(chǎn)井有兩種射孔方案，即全部射開和頂部射開。根據(jù)設(shè)計的不同射孔方式，制作人造物理均質(zhì)模型，尺寸為30 cm×4.5 cm×4.5 cm，滲透率為1 500×10-3μm2，采用一注一采模式，見表1。

表1 不同射孔方式下模型實驗參數(shù)

1.2 實驗步驟

用真空泵對巖心抽空（4 h），飽和現(xiàn)場污水，測定孔隙體積，計算孔隙度；將模型放在65 ℃恒溫箱內(nèi)數(shù)小時至老化；飽和油，模擬原始地層狀態(tài)，測定飽和油體積，計算原始含油飽和度；開展不同射孔方案下的水驅(qū)油實驗，直至含水達(dá)98%結(jié)束。

2 實驗結(jié)果與分析

2.1 不同射孔方式下采收率對比

表2為不同射孔方式下采收率的對比，可以看出進(jìn)行優(yōu)化射孔的三個方案均比方案一的采收率高，方案二采收率最高，達(dá)56.1%，方案三和方案四采收率均達(dá)52%；方案二見水時采出程度最高，達(dá)到38.1%，比其他方案高6%左右。各方案累積注入數(shù)與含水率、采出程度關(guān)系如圖1所示，可以看出在同一含水率條件下，方案二和方案四的采出程度最高，方案三的采油期最長，驅(qū)替結(jié)束獲得的最終采收率也最高。所以，生產(chǎn)井或注水井上部射孔，都可有效控制油水的重力分異，控制剩余油分布。

表2 不同射開方式下的采收率

圖1 各方案累積注入數(shù)與含水率、采出程度關(guān)系

2.2 剩余油分布

2.2.1 模型出口見水時的油水分布

不同射孔方式下，模型出口見水時剩余油分布差異較大。方案一中剩余油主要分布在注采井間儲層頂部及生產(chǎn)井的近井地帶，分析認(rèn)為在重力作用下，注入水邊向前推進(jìn)、邊向下驅(qū)替，儲層底部含油飽和度下降，水相流動阻力減小，注入水更容易沿底部推進(jìn)，油層頂部難動用；方案二中剩余油主要分布在注采井間儲層頂部及注水井底部，分析認(rèn)為由于注水井上部射開，注入水難以驅(qū)替到注水井儲層底部的剩余油，儲層頂部水線推進(jìn)速度較快，因此，注水井儲層頂部的近井地帶剩余油被驅(qū)替干凈；方案三中剩余油主要分布在注采井間儲層頂部及注采井近井地帶的底部，由于注采井均上部射孔，注入水沿儲層底部推進(jìn)至生產(chǎn)井附近，形成底水錐進(jìn)，油井底部剩余油難動用；方案四中剩余油主要分布在注采井間儲層頂部及生產(chǎn)井近井地帶底部。

生產(chǎn)井或注水井上部射孔，都可有效控制油水的重力分異，控制剩余油的分布。對于四種射孔方式，方案二在見水時刻注入水波及面積最大。生產(chǎn)井的不同射孔方式只對生產(chǎn)井附近區(qū)域的剩余油分布有影響。注入井的不同射孔方式對注入井附近區(qū)域的剩余油分布有顯著影響，其上部射開能顯著改善注入井附近區(qū)域頂部的剩余油驅(qū)替。

2.2.2 驅(qū)替結(jié)束后油水分布情況

驅(qū)替結(jié)束時，不同射孔方式下油水分布如圖2所示，可以看出注入井上部射開，受注水與重力共同作用，近井地帶動用程度高，驅(qū)替效果好，剩余油較少，油水前緣界面成“反L”型；隨著驅(qū)替的進(jìn)行，臨近生產(chǎn)井區(qū)域主要受重力作用，使剩余油主要集中在靠近生產(chǎn)井附近的上部區(qū)域；注入井全部射開，油水前緣界面成“L”型，由于重力作用，注入水沿模型底部突進(jìn)，頂部剩余油富集。優(yōu)化射孔方案，可以改變油水流動方向，但受重力分異作用，剩余油仍主要集中在儲層上部，只是油水前緣界面不同。

圖2 不同射孔方式模型驅(qū)替結(jié)束油水分布

3 礦場實踐

將上述研究結(jié)果應(yīng)用于油田生產(chǎn)中，生產(chǎn)井X1井Ⅱ油組3小層向注水井X2井方向儲層逐漸變厚（圖3），綜合重力、剩余油分布等因素，將對應(yīng)的X2井Ⅱ油組3小層儲層上部射開。X1井投產(chǎn)后效果較好，投產(chǎn)初期日產(chǎn)油達(dá)到200 m3，無含水，該井無水采收期長達(dá)2年（圖4）。

圖3 X1井與X2井連井剖面

圖4 X1井生產(chǎn)曲線

4 結(jié)論

（1）通過進(jìn)行射孔方案的優(yōu)化，注入井上部射開、生產(chǎn)井全部射開效果最好，見水時刻注入水波及面積最大，最終采收率最高。

（2）生產(chǎn)井或注水井上部射孔，都可有效控制油水的重力分異，控制剩余油的分布。

（3）優(yōu)化射孔方案，可以改變油水流動方向，受重力分異作用的影響，剩余油仍主要集中在儲層上部。

[1] 孫煥泉，孫國，程會明，等．勝坨油田特高含水期剩余油分布仿真模型[J]．石油勘探與開發(fā)，2002，29（3）：66–68．

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[4] 葛麗珍，陳丹磬，楊慶紅．利用核磁共振成像技術(shù)研究河流相非均質(zhì)儲層剩余油分布[J]．中國海上油氣，2014，26（2）：51–54．

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[7] 李紅波．哈得遜東河砂巖儲層構(gòu)型模式對剩余油分布的影響研究[D]．四川成都：成都理工大學(xué)，2012．

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Longitudinal distribution regularity of residual oil of homogeneous reservoirs under different perforation modes in Bohai X oilfield

LIU Bin, LI Hongying, SONG Hongliang, WANG Xinran, LIU Xilin

(Tianjin Company, CNOOC (China) Co., Ltd., Tanggu, Tianjin 300459, China)

Bohai X oilfield has entered the late stage of high water cut development, and the oil-water relationship is complex. Aiming at the problem of uneven vertical operation, artificial physical simulation core is used to carry out the research on the distribution regularity of residual oil in thick oil layers under the production conditions of different injection positions of oil and water wells. The results show that the ultimate recovery is the highest when the injection wells perforated at the top and the production wells perforated all. The optimized perforation scheme can change the flow direction of oil and water, but the residual oil is still mainly concentrated at the top of the reservoir under the influence of gravity differentiation. The research results were applied to oilfield production, in which X1 well produced 200 m3oil per day after it was put into production, and the period of waterless recovery was as long as 2 years. This method has certain effect on improving the water flooding effect of thick oil layer and can be appropriately popularized in offshore oilfield.

Bohai X oilfield; perforation mode; residual oil distribution

1673–8217（2019）02–0075–04

TE357

A

2018–08–20

劉斌，工程師，1986年生，2012年畢業(yè)于東北石油大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)方面工作。

國家科技重大專項“海上稠油油田高效開發(fā)示范工程”（2011ZX05057）。

編輯：黃生娣