厚層砂巖油藏水驅均衡驅替研究及應用*

蔡 暉 劉 東 程大勇 孫召勃 張國浩

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

渤海河流相和三角洲相儲層發育，水驅、化學驅、注蒸汽吞吐或驅替等是開發此類儲層的有效技術[1-5]，其中人工注水是較經濟有效的方式[6]。水驅波及體積影響著剩余油的分布，是注水油田挖潛的關鍵，它不僅和油藏幾何形狀、井網關系密切，也與注入參數聯系緊密[7-8]。對于厚層砂巖油層，水驅過程的重力分異作用對剩余油分布的影響較大，是厚層油藏注水開發研究的重點之一[9-10]。國內外很多學者對注水、注蒸汽等不同開發方式下重力對滲流和剩余油的影響開展了大量研究，取得了豐富的研究成果[11-13]。但目前研究主要側重于重力作用對傾斜油藏轉注時機、轉注井位優化、細分層系、提液等的影響[1,14-16]，而考慮不同油藏的地質油藏參數(如油藏厚度、滲透率等)，通過優化注采參數(如生產壓差、注采井距等)進行均衡驅替設計方面的研究則很少，難以滿足厚層油藏高效注水開發的需要。特別是對于渤海主力油田而言，已大規模實施過一次加密調整，顯著提高了水驅開發效果，但隨著開發逐漸進入高含水后期，層間及層內縱向動用差異大，水淹比例逐年上升，剩余油分布更加復雜，如何通過精細注采調控和優化挖潛進一步改善水驅效果，提升老油田采收率，是渤海油田持續穩產迫切需要解決的關鍵問題之一。

筆者針對厚層砂巖油藏水驅由于重力分異作用導致縱向波及系數較低的問題，基于渤海主力水驅油田的取心資料，根據相似原理制作了均質、正、反韻律的長(50 cm)、短(28 cm)二維平板可視化物模模型，研究了水驅剩余油分布影響因素；在此基礎上提出了均質、正、反韻律3種油層的水驅均衡驅替準數，并在渤海主力注水油田進行了應用。

1 二維可視化水驅油物理模擬

基于渤海SZ油田的取心資料，根據相似原理制作了均質、正韻律、反韻律的長模型(50 cm)、短模型(28 cm)二維平板可視化物模模型，開展了室內物理模擬實驗。

1.1 實驗裝置

圖1為設計的二維平板可視化實驗裝置及流程圖，主要實驗裝置由中間容器(帶活塞)、高精度柱塞泵、高精度壓力傳感器、六通閥、平板模型、油水分離器等相關玻璃容器、秒表以及圖像采集系統等組成。

圖1 二維可視化水驅油物理模擬實驗裝置及流程圖

1.2 實驗模型及步驟

平板模型由有機玻璃板、石英砂、塑料管線和膠結劑制作而成，其制作步驟可分為粘合模型、填砂、封口密封、出口端分流、連接管線等。圖2為部分短模型及長模型實物，均未連接管線。水驅實驗方法為模型先飽和油，水驅至含水率高于98%；記錄不同時間累積產油、產水量，通過攝像記錄不同時刻模型中的飽和度分布情況。

圖2 部分模型實物圖片

1.3 剩余油分布影響因素

從短模型和長模型不同見水時刻和水驅結束時刻(含水率為98%)的原油飽和度分布圖(圖3)可以看出，無論是長模型還是短模型，由于油水重力的影響，注入水進入地層后主要沿油層下部移動，油井見水時油層上部存在大量剩余油，見水時刻短模型和長模型的采出程度分別為27.33%和20.76%，長模型采出程度比短模型低6.57個百分點；水驅至含水98%以上時，生產井周圍油層頂部仍存在大量剩余油；且模型越長，相當于注采井距越大，注采井間的剩余油越多，水驅結束時刻短模型和長模型的采出程度分別為45.66%和37.72%，長模型采出程度比短模型低7.94個百分點?？梢?，對于厚層砂巖油藏，確定一個能表征縱向均衡驅替的物理量，以指導注采參數調整、合理井距確定等，對于提高采收率具有十分重要的意義。

圖3 長、短模型不同見水時刻和水驅結束時刻原油飽和度分布圖(均質)

2 均衡驅替準數的提出

假設地層為均質，建立均衡驅替模型，任意水驅前緣處的流動微元受到水平方向(沿X軸方向)的驅替動力和垂直方向(沿Z軸方向)的自身重力作用(圖4)。注采壓差使注入水沿水平方向以速度Vx流動，重力分異使水沿重力方向以速度Vz流動，而微元則是在二者的合力下沿著與水平方向的夾角θ以速度V合運動。

圖4 注水均衡驅替前緣示意圖(均質)

由圖4可知，對于油層厚度一定的油藏，要使縱向波及系數更高，應該使夾角θ越小。為使注入水縱向驅替更加均勻，定義表征縱向和橫向流動時間比值的參數——均衡驅替準數N，其物理意義為垂向流動時間與水平流動時間的比值。均衡驅替準數有別于無因次重力數G，G的物理意義為重力和驅動力的比值[17-18]。

對于圖4中的均質模型，根據達西定律，水平方向滲流速度為

(1)

式(1)中：Vx為水平方向流動速度，m/s；Kx為水平方向滲透率，m2；μ為地層條件原油黏度，Pa·s；Δp為注采壓差，Pa；L為注采井距，m。

垂直方向滲流速度為

(2)

式(2)中：Kz為垂直方向滲透率，m2；Δρ為注入流體與地層原油密度差，kg/m3；g為重力加速度，m/s2。

根據均衡驅替準數的定義可知

(3)

式(3)中：tz、tx分別為縱向、橫向流動時間，s;H為模型高度，m。

將式(1)和(2)代入式(3)，可得均質模型驅替準數計算式為

(4)

考慮滲透率級差JK與突進系數βK，定義正韻律油層驅替準數為

(5)

其中，

(6)

(7)

(8)

(9)

定義反韻律油層驅替準數為

(10)

3 均衡驅替準數敏感性分析

分析式(4)可知，均衡驅替準數主要受生產壓差、油層厚度、垂向滲透率與水平滲透率比值、油水密度差、注采井距等參數的影響。以渤海LD21油田4井區的地質油藏參數為基礎(表1)，對上述影響參數進行敏感性分析，結果見圖5。從圖5可以看出，各組參數不同韻律油層的均衡驅替準數幾乎表現出相同的趨勢，驅替準數值大小依次為均質、反韻律、正韻律油層。 進一步分析可知，不同參數對均衡驅替準數的影響分為2種：①線性增加關系，如油層厚度(圖5a)、生產壓差(圖5b)；②指數遞減關系，如密度差(圖5c)、滲透率級差(圖5d)、注采井距(圖5e)、垂向滲透率與水平滲透率比值(圖5f)等。

表1 驅替準數敏感性分析基本參數

圖5 不同韻律地層均衡驅替準數N的參數敏感性分析結果

以表1中參數為基礎，得到不同參數無因次變化量對應的驅替準數無因次增量(圖6)。分析可知，上述5個參數對均衡驅替準數的敏感性大小依次為：注采井距、垂向滲透率與水平滲透率比值、油層厚度、注采壓差、密度差。

圖6 不同參數無因次變化量對應的驅替準數無因次增量

4 礦場應用

應用前面的研究結果，對渤海幾個主力注水油田進行了計算，得到了不同油田的驅替準數，并反算了合理井距，計算結果見表2。分析表2可知，各區塊目前驅替準數大多小于合理均衡驅替準數，各區塊合理井距在147～226 m，而實際井距在200～400 m，顯然具有進一步調整的潛力。

例如，渤海SZ36油田儲層發育，物性較好，孔隙度在27%～36%，平均31%；滲透率在100～12 000 mD，平均2 800 mD；油層分布相對穩定，但小層橫向非均質性較嚴重；原油具有密度大、黏度高(24～452 mPa·s)、膠質瀝青含量高等特點，屬于稠油。該油田自1993年投入開發，采用人工注水，截至2019年6月采出程度為28.2%，含水率為84.7%。由表2可知，在生產壓差4 MPa的情況下，該油田的合理井距為226 m，而實際井距則高達350 m。同時，結合測試等生產資料，分析剩余油在儲層上部比較集中，中部和底部水淹嚴重。因此，提出部署水平井挖潛儲層頂部剩余油。于是，2015年1月油井排與水井排間加密部署水平試驗井S25H，挖潛井排間及頂部剩余油，加密后局部井距由350 m減小到175 m(圖7)。投產后，初期日產油90 m3，中低含水期長達2年，有效動用了井排間及頂部剩余油。對于周邊注水井，提出加強分層調配，通過提液使生產壓差由2MPa提高到4MPa，均衡驅替準數從7增加到14，日產油量增加40 m3，進一步改善了生產效果。

表2 渤海主力注水油田驅替準數與井距

圖7 SZ36油田水平井S25H井實施井位及生產曲線圖

基于S25H的成功試驗，陸續在SZ油田井間加密部署了5口水平井挖潛儲層頂部及井間剩余油，平均初期日產油56 m3，顯著改善了油田開發效果(表3)。

表3 渤海SZ36油田水平井挖潛砂體頂部及井間剩余油初期產能及含水率

5 結論與建議

1) 均衡驅替準數表征在注采壓差、重力分異共同作用下垂向流動時間與水平流動時間的無因次比值，其值越大，縱向波及越均勻，水驅效果越好。

2) 均衡驅替準數主要受5個參數的影響，按敏感性大小排列依次為注采井距、垂向滲透率與水平滲透率比值、油層厚度、注采壓差、密度差。

3) 渤海主力注水油田各區塊目前驅替準數大多小于合理均衡驅替準數，通過油水井排間加密水平井、適當增加生產壓差來提高驅替準數值，取得了較好的挖潛效果。