水驅油田特高含水階段無效水循環帶的判別方法
——以渤海B油田為例

2023-11-25 12:54:30鐘洪嬌寇雙燕

石油地質與工程 2023年6期

鐘洪嬌,王濤,田苗,寇雙燕

(中海油田服務股份有限公司,天津 300459)

油田在長期注水開發過程中,受到油藏邊界、地層傾角、儲層非均質性和油水黏度差等因素的影響,隨著過水倍數的增大,水相滲透率急劇增加,油水流度比減小,造成油水井之間某些儲層產生一個通道,注入水沿著這一通道發生竄流,形成優勢通道[1-4]。隨著開發的不斷深入,該通道滲透率不斷升高及含水飽和度不斷增大,使得水的滲流能力增強,從而形成注入水的無效水循環帶[5]。

無效水循環帶的形成機理主要包括地質因素和流體因素兩大內因,以及開發因素這一外因。許多學者針對高耗水帶的形成機理進行深入探討和研究,不斷認識其形成機理。陸地油田在這方面的研究比較早,海上油田因投產開發時間較晚,目前高含水油田正陸續出現此問題,這也是海上油田解決層內矛盾的主要攻關方向。

1 渤海B油田油藏特征與開發概況

渤海B油田構造是一個在下古生界灰巖潛山基底上發育的受遼西斷層控制的古近系披覆半背斜。油藏類型為層狀構造油藏,從儲層特征上看,屬于高孔高滲稠油油藏。儲層主要發育三角洲前緣沉積,油藏的能量來源包括邊水和注入水。

截至2023年5月,油田綜合含水率為92.5%,已進入特高含水階段,且在累計產水與含水關系曲線及水驅特征曲線[10-11]中均出現曲線上翹現象(圖1、圖2),結合巖心資料,發現層內底部出現低含油飽和度的情況,判斷已出現無效水循環帶。

圖1 渤海B油田累產水量隨含水的變化

圖2 渤海B油田水驅特征曲線(局部)

2 無效水循環帶的判別方法

在油田開發的特高含水階段,無效水循環帶的存在制約著油田的經濟效益。以渤海B油田為目標油田,解剖油田中高含水油井在開發過程中的動態表現,在此基礎上選擇判別無效水循環帶的方法,改善油田的開發效果。

2.1 無效水循環帶的動態表現

存在無效水循環帶的油井在開發動態上的表現為:①油井含水率呈臺階式突升(圖3);②含水率導數曲線現峰值現象(圖4);③水驅特征曲線中,曲線出現偏離直線并上翹(圖5);④示蹤劑產出濃度值短時間內達到最大值,然后又下降,峰值持續時間較短(圖6)。

圖3 含水率的變化

圖4 含水率導數隨無因次天數的變化

圖5 渤海B油田水驅特征曲線

圖6 示蹤劑產出濃度曲線

2.2 無效水循環帶的判別方法

示蹤劑測試不是每個井組都有,其他3個動態表現都能通過實際數據獲取。因此,可用含水率、含水率導數、水驅特征曲線三者相結合的方法來判斷無效水循環帶的存在情況。

對油田實際巖心做出的Kro/Krw與Sw關系曲線進行分析發現,含水飽和度為0.54～0.61(對應含油飽和度0.39～0.46)時關系曲線出現拐點,偏離原來直線段(圖7)。隨著油田水驅開發的深入,油田整體含水飽和度會增加,相滲曲線中水相滲透率快速上升,且在油田開發的后期,高過水倍數下,水相滲透率會快速增加,加劇Kro/Krw與Sw的關系曲線偏離直線的現象。這種現象和無效水循環帶的形成是共同促進的關系,且曲線的拐點是無效水循環帶出現的標志。

圖7 渤海B油田Kro/Krw與Sw的關系曲線

對比整個油田的水驅特征曲線,當關系曲線偏離直線段出現上翹時(圖8),偏離點處累計產油量對應油田的綜合含水在90%附近。分析油田近三年新投產油井,發現投產初期含水率在90%左右時,其測井解釋含油飽和度為0.45左右,與實際巖心做出的Kro/Krw與Sw關系曲線中拐點出現時對應的含油飽和度值(0.39～0.46)吻合較好。這也驗證了利用水驅特征曲線作為判斷無效水循環帶的依據是可行的。

渤海B油田無效水循環帶的判別方法:①油井含水率需在90%以上;②含水率導數需呈現峰值現象;③水驅特征曲線偏離直線出現上翹現象。

3 渤海B油田無效水循環帶的治理思路

3.1 無效水循環帶的主控因素分析

無效水循環帶的形成受地質因素和開發因素的共同影響,其中地質因素包括沉積相、儲層非均質性、儲層厚度,開發因素包括產液強度、注水強度、油水井距離。在這些因素的綜合影響下,使剩余油呈現全區分布、局部富集的特點,剩余油的分布特點決定了含水級別的差異,含水級別的差異反過來又加劇了非均質性的體現,通過相滲曲線可知,中含水和高含水階段含水率的差異造成水相滲透率相差10倍以上,這種在開發中后期形成的動態因素差異大大增加了平面、層內以及層間干擾強度,加劇了無效水循環。