孤東油田開發后期聚驅轉后續水驅最佳時機分析

張冠宇,李林祥,楊 帥,官敬濤,秦婷婷,宋宏斌

(1.同濟大學海洋與地球科學學院,上海 200092;2.中國石化勝利油田孤東采油廠,山東東營257000)

1 概況

孤東油田整體結構為潛山披覆構造,具有多層結構,區域內主要發育北西向、北東向和近東西向三組斷裂、八條大斷層,將整個背斜劃分為東西兩大部分共八個區塊,其中東部較平緩,西部坡度較大[1-2]。孤東油田七區作為最大的區塊以中間40口排水井為界,以西為七區西,以東為七區中(圖1)。

圖1 孤東油田分區示意圖

孤東油田地層自上而下為明化鎮組、館陶組、東營組、沙河街組,其中館陶組上段為主要含油層系,儲量占全油田的87.5%。館陶組上段屬于典型的河流相沉積,儲層埋藏深度1 195～1 450 m,壓實差,膠結物含量低,巖石碎屑顆粒以接觸式及孔隙—接觸式膠結為主,膠結疏松,儲層物性好,平均孔隙度34%,平均滲透率1 568×10-3μm2。與面積大、連通性好的Ⅰ、Ⅱ類油藏相比,Ⅲ類油藏單層厚度薄,滲透率相對較低,平均滲透率1 193×10-3μm2,層間滲透率差異大、原油黏度較高,平均為64 mPa·s,主力小層儲量分散,多呈土豆狀分布[3-4]。

聚合物驅在主力油層已取得較好的開發效果,并在勝利、大港、南陽、吉林、遼河、新疆等油田推廣應用[5-7]。孤東油田在1994—2005年期間,實現了聚合物驅技術的突破,在2006—2015年期間進行了二元驅推廣并占據主導地位,2016年至今,非均相驅技術實現突破,將單一聚合物驅拓展到二元復合驅和非均相復合驅,逐步進入到二次聚合物驅階段;從單元整體實施拓展到零散及高效井組注聚的技術突破[8-9]。目前,孤東油田19個整裝單元中僅2個單元未開展聚合物驅,其中整裝I、II類油藏普遍轉入后續水驅,局部實施二次聚合物驅,Ⅲ類油藏(比如六區Ng31-53、七區西Ng41-51、八區Ng3-4等)還未轉入后續水驅階段[10-11]。

在孤東油田Ⅲ類油藏中實施聚合物驅的區塊中,已有二區(Ng4)、三區(Ng3-4)、四區(Ng3-4)三個區塊正處于后續水驅階段,而另外三個區塊均處于注聚后期,將逐漸轉入水驅階段[12-13]。通過分析孤東油田新近系館陶組上段Ⅲ類油藏聚驅開發后期轉后續水驅時機,深挖剩余油氣潛能,對提高區塊采收率、實現孤東油田可持續開發有著重要意義。

2 物理模擬實驗

為得到Ⅲ類油藏聚合物驅后期轉后續水驅的時機,設計了轉后續水驅聚合物溶液在不同含水狀態下的注入系數,并對轉后續水驅的最佳時間和最佳含水邊界進行模擬物理實驗和數值預測。

2.1 實驗條件

物理模擬實驗均使用體積為5.0 cm×5.0 cm×30.0 cm的人工巖心,通過三管并聯實驗巖心模型測得有效滲透率分別為400×10-3、800×10-3、1 200×10-3μm2;實驗用油為模擬原油,試驗過程中采用相對分子質量2 500×104的聚合物,配置后保持其約一半的黏度;水驅過程中的油田水均使用配置好的蒸餾水進行模擬。

實驗過程中,將巖心置于40 ℃的恒溫箱中,可以有效模擬地層溫度,并將聚合物驅(2 500×104,1.4 g/L)在不同的含水階段(92.0%、95.0%、98.0%)轉入水驅,獲得后續水驅階段的產油量和產液量。

2.2 實驗結果及分析

通過實驗分析不同的含水階段聚驅轉后續水驅的驅油過程,實驗結果見表1和圖2,隨著含水率的增高,轉后續水驅時聚合物的用量也會隨之增加,聚驅時期動用程度也相應提高。

表1 轉后續水驅最佳時機實驗方案

圖2 不同實驗方案不同滲透率巖心采收率曲線

當聚驅時期含水率為92.0%時轉后續水驅開發,高滲透層的采收率增加15.67%,中滲透層的增加16.77%,低滲透層的增加15.63%,差別較小,這說明在聚合物流度可控的情況下,儲層均得到動用;當聚驅時期含水率為95.0%時轉入后續水驅,高滲透層的收率增加19.85%,中滲透層的增加 23.47%,低滲透層的增加24.98%,可以看出,中、低滲透層的采收率較含水率92.0%時的增加明顯,動用程度也較好,高滲透層采收率增加較少,是因為其在水驅階段動用較高,剩余油相對較少,增油能力明顯減弱;當聚驅時期含水率在98.0%時轉入后續水驅,高滲透層的采收率增加18.84%,中滲透層的增加 21.76%,低滲透層的增加22.50%,此時,高滲透層經聚合物用量的增多而充分水洗,中、低滲透層在驅動壓力梯度的影響下達到最大,由于聚合物擴大波及體積,無法進一步提高增油能力,各層采收率的增加主要是由于各層在水洗通道中殘余油的增加,但采收率增幅較小。因此,當含水率到達95.0%時,應停止聚驅。

通過實驗發現,聚驅結束并經過后續水驅之后,含水率越來越高,增油效果也越來越差。根據采收率和分流率的變化規律可以看出,聚驅過程中,采收率隨著聚合物用量的增多而提高,但增油能力在含水率達到95.0%時就會減弱;同時,在后續水驅過程中的增油能力也明顯減弱,因此,應盡早轉入后續水驅以控制聚合物的成本,實現效益開發。

3 數值模擬

為有效挖潛孤東油田Ⅲ類油藏剩余油,基于物理模擬實驗數據,利用數據統計與分析軟件(SPSS)進行各含水期轉后續水驅的數值模擬,得到相應的規律特征,通過研究各含水期轉后續水驅的含水率上升速率差異,評估其經濟性,并作為判斷聚驅轉后續水驅時機的重要因素,從而優選后續水驅的含水率臨界點。

依照擬合結果,以含水率90.0%為起點,劃分六個不同的含水階段進行模擬,由于孤東油田含水率普遍高于95%,因此,含水率低于95.0%只取 90.0% 和93.0%兩個階段進行模擬,再取95.0%、96.0%、97.0%、98.0%四個階段進行模擬。

從不同含水率階段轉入后續水驅后含水率變化模擬曲線可知,當含水率為90.0%時,聚驅時含水率平穩增高,而后續水驅含水率開始時快速升高,達到97.0%后緩慢增加;當含水率為93.0%時,聚驅時含水率持續增高,后續水驅含水率開始時增加較快,達到97.0%后趨于平穩;當含水率為95.0%時,聚驅時含水率在95.0%之前增加較快,95.0%之后緩慢增加,后續水驅含水率在98%之前增加迅速,98.0%之后趨于平穩; 當含水率為96%時,聚驅的含水率幾乎成線性增加,后續水驅的含水率在98.5%之前迅速增加,之后趨于平穩;當含水率為97.0%時,聚驅的含水率也幾乎呈線性增加,但增加速度較慢,后續水驅的含水率98.5%之前迅速增加,之后緩慢增加;當含水率為98.0%時,聚驅含水率隨時間的增加,增加較少,后續水驅的增加也十分緩慢(圖3)。

圖3 不同含水率階段轉后續水驅含水率變化模擬曲線

通過數值模擬結果可以發現,當含水率小于 95.0% 時,持續聚驅比轉入后續水驅驅油效果好,主要是因為聚驅階段含水增加速度變慢,比水驅時驅油多,同時也使后續水驅含水率到98.0%時整體含油量增加。當含水率大于95%時轉后續水驅,含水上升速率與聚驅上升速率基本一致,驅油效果降低,增油量減少。

從圖3也可以看出,在含水率較低的時候轉后續水驅,累計增油量也較低,隨著含水率的上升,再轉入后續水驅,總產油量也隨之增多,后續水驅產油量在不同時期的差異減小,產油量也下降(表2)。

表2 不同含水階段轉后續水驅預測增油結果

從轉后續水驅后含水率與采出程度的關系模擬曲線可知,含水率小于95%轉后續水驅,采收率增幅較大,含水率大于95%轉后續水驅,采收率增幅明顯變小(圖4)。

圖4 轉后續水驅時含水率與采出程度關系模擬

4 結論

1)室內物理模擬最佳聚驅轉水驅時機的實驗表明,隨著聚驅含水率的增高,后續水驅的增油效果變差,而聚驅過程中采收率會因聚合物的增多而增加,聚驅整體增油能力在聚驅含水率達到95%以后變差。

考慮聚合物注入成本,應適當地提前轉入后續水驅。

2)利用數值模擬方法模擬預測不同含水階段后續水驅,確定含水率達到95%時為孤東油田新近系館上段Ⅲ類儲層油藏轉后續水驅的最佳時機。