基于流線數值技術的特高含水后期油田改良模擬研究

崔文富

(中國石化勝利油田分公司 勝利采油廠,山東 東營 257051)

相對于油田高含水期甚至特高含水期初期,油田進入特高含水后期剩余油分布更加復雜,挖潛調整的難度更大[1-3]。勝坨油田長期注水開發,目前已經進入了特高含水后期,層內、層間以及平面矛盾突出,剩余油分布非常零散,嚴重制約了水驅采收率的提高,迫切需要開展挖潛調整來進一步提高油田采收率[4-6],其中轉流線是特高含水后期改善開發效果的重要手段之一[7-10]。

針對雙河油田流線長期固定、高耗水條帶發育、注水沿優勢方向突進的問題,通過對油井大幅降低產液,對水井進行差異性調配,從而促使液流發生轉向,擴大流線波及范圍,提高波及體積[11]。針對雙河油田某區塊高含水后期局部區域形成優勢流場、注水井注水效率低、油井含水率高、剩余油分布零散、開發調整措施效果差的問題,提出了轉流線精細注采調整的方法,使原始流線旋轉一定角度,挖潛零散分布的剩余油[12]。針對江漢油區平面、縱向水驅不均衡的現象開展了流場調整技術研究,借助對剩余油分布的再認識,提出了井網調整轉流線的五種模式,即井網調整轉流線、協調注采引流線、綜合治理均衡流場、多級細分調剖面、注采耦合調流線[13]。針對孤東油田七區強注強采導致大孔道發育的問題,基于數值模擬技術開展了高含水油田轉流線調整研究,在剩余油潛力分析的基礎上通過實施注采轉換轉變流線,取得了較好的實施效果[14]。以孤東油田六區為研究對象,根據剩余油分布特征、目前井網狀況,以投入產出比為目標提出了井網轉流線調整方案[15]。上述對轉流線的研究大多集中在采用加密或抽稀井網、層系細分等方式轉變流線;而對于老井注、采互換實現大角度轉流線并沒有深入的研究。此外,目前的研究主要為案例應用分析研究,對于流線調整不見效原因以及流線調整有效驅替缺少系統的分析研究。

近年來,各油田基于矢量開發理念開展了老井采轉注、注轉采的大角度轉流線先導試驗[16-20],取得了一定降水增油效果,但是也出現了注轉采后大量排液仍不見效的案例,為了改善該試驗區開發效果,同時為其他區塊大角度流線調整提供指導,有必要進一步明確該先導試驗區剩余油分布特征及大角度轉流線未見效原因,進而提出剩余油有效驅替的對策。以TS8區塊為研究對象,開展了流線數值模擬研究,分析了已實施礦場井失敗的原因,并在此基礎上提出流線調整有效驅替方法,為大角度轉流線的研究與實施提供更好的技術支持。

1 TS8區塊數值模擬研究

1.1 TS8區塊概況

TS8區塊沉積環境為三角洲前緣亞相沉積,儲層平均孔隙度約為29.8%,平均滲透率約為692.4×10-3μm2。區塊地質儲量411萬t,自開發至今采出程度約48.3%,含水率高達98%,是典型的特高含水后期中高滲透砂巖斷塊油藏。根據先導試驗方案,對該井區開展大角度注轉采轉流線實施方案,實施后注轉采井累計排液2.47萬t仍未見油,效果不佳。

1.2 TS8區塊剩余油分析

根據目標區塊的地質認識及開發歷史資料,建立了目標區塊的數值模擬模型。模型網格劃分為46×88×17,網格總數為68 816,模擬生產歷史至2019年7月,目標區塊數值模擬模型屬性圖如圖1所示。

經過多年的開采和發展,目標區塊已經進入高含水開發后期,剩余油的分布狀況變得越來越復雜。通過對數值模型進行歷史擬合得到了目標區塊大角度轉流線后的剩余油分布情況,結果如圖2所示。

(a)1層 (b)2層 (c)3層圖2 TS8區塊剩余油分布圖

從圖2可以看出,剩余油主要劃分為以下幾類:①油藏邊緣的難動用剩余油;②處于設計流線的分流線區域的剩余油;③設計形成流線但目前仍未有效驅替的剩余油。其中第③類剩余油占比較大,分析認為該種剩余油出現的原因一種是實際未形成流線,另一種是雖然已經形成流線,但流線較弱,尚未完全動用該區域的剩余油。

1.3 大角度轉流線不見效原因分析

本次轉流線調整過程中有2個未見效井組,分別為W1井組和W2井組,具體如圖3所示(虛線框)。現就從流線、壓力梯度、構造形態、非均質程度、轉流線前累積注水量等角度進行不見效原因分析。

圖3 TS8區塊流線分布圖

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。類似的,W2井組中W5至W2、W6至W2流線稀疏,對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替壓力梯度。

1.3.3構造形態

目標井區為中間高,兩邊低的斷鼻構造,具體到W1井組,其1層構造高部位和構造低部位的高程差為17.6 m;3層構造高部位和構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,但驅替速度更快。對于W2井組,其1層構造高部位和構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,但驅替速度更快。

1.3.4儲層相對滲流阻力(飽和度)差異

經統計,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。靜態非均質的基礎上,由于各注采方向上含水飽和度的差異進一步加劇了各注采方向上的滲流阻力差異,導致強水淹方向低效循環嚴重,剩余油飽和度較高的方向更加難以有效動用。

1.3.5注采工作制度

W1井組、W2井組中各井的平均日產液/日注水水平如圖5所示。

(a)W1井組

從圖5可以看出,2個井區的工作制度設計仍不夠合理,作為注轉采井,一方面需要增加液量,盡快排出井筒周圍的液體;另一方面應注意各注采方向上液量匹配,避免高水淹方向持續強驅替。

綜上所述,流線、壓力梯度、構造形態、儲層相對滲流阻力(飽和度)差異、工作制度是影響大角度轉流線效果的重要因素,其中構造形態是地質因素,無法人為干預,其余各因素均與壓力梯度相關,即壓力梯度是可控因素,因此建立合理的驅替壓力梯度是大角度轉流線提高成功率的關鍵。

2 合理驅替壓力梯度研究

基于TS8區塊數值模擬模型,針對注轉采建立相應的概念模型,設置礦場實際可能采用的驅替壓差范圍,開展不同驅替壓力梯度情況下的數值模擬計算,分析相應的水驅開發效果,研究明確合理驅替壓力梯度取值范圍。

以W1井組實際油藏數值模型為基礎,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口生產井。開發前期呈現排狀注水井網,構造低部位注水,構造高部位采油。開發一段時間后進行大角度轉流線調整,排狀注水中間部位的注水井轉為油井,中間部位的生產井轉為注水井,結合區塊實際,設計轉流線后的工作制度如表1所示。

表1 轉流線后設計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

對比轉流線和不轉流線生產2種方式的剩余油分布可以看出,不轉流線生產剩余油主要分布于注采井的分流線區域,且剩余油分布較多,結果如圖7所示。轉流線生產同樣會有部分剩余油被驅替至轉流線之前和轉流線之后的分流線疊加區域內,但總體剩余油分布區域相對較小。

(a)飽和度分布

對不同轉流線后的壓力梯度方案開展數值模擬,對比不同壓力梯度方案下轉流線后注轉采井采出液累積含油率(注轉采井累積產油量與注轉采井累積產液量之比)結果,具體如圖8所示。

圖8 不同壓力梯度方案下轉流線后注轉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,注轉采后,累積采出液中的含油率隨著壓力梯度的增加呈現先增加后減小的情況,在0.03 MPa/m附近出現拐點。考慮到實際油藏的復雜情況,推薦該油藏參數下大角度轉流線后壓力梯度應在0.03～0.04 MPa/m。

3 礦場調整

基于概念模型得到的合理壓力梯度范圍對W1井組和W2井組進行了方案再設計與實施。結合井距經計算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,現場應用后,2井組繼續排液0.8～1.2萬t后,含水開始下降并見油。基于此,利用數模法預測15年累產油變化曲線,具體如圖9所示。

圖9 礦場應用后預測累產油量變化曲線

從圖9可以看出,調整方案能夠實現增油10.23萬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一步提高采收率提供了一定的技術支持。

4 結語

(1)以TS8區塊為研究對象,利用流線數值技術開展了特高含水后期油田大角度轉流線的數值模擬研究,明確了3類剩余油分布特征:①油藏邊緣的難動用剩余油。②處于設計流線的分流線區域的剩余油。③設計形成流線但目前仍未有效驅替的剩余油,且該類剩余油占比較大;

(2)從流線、壓力梯度、構造形態、儲層相對滲流阻力(飽和度)差異、工作制度等角度總結了已實施礦場井不見效的原因,其中壓力梯度是影響大角度轉流線效果的主控因素,且大角度轉流線后壓力梯度應為0.03～0.04 MPa/m;

(3)礦場應用后增油降水效果顯著,數模法預測15年內能夠實現增油10.23萬t,含水率下降1.5%左右。