李偉，李威，閆正和，張琴，洪浩

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518000）

油田長時間停產(chǎn)伴隨著油水重新分異及運(yùn)聚，對剩余油分布和挖潛調(diào)整影響很大。目前針對停產(chǎn)，側(cè)重于開展停產(chǎn)原因、躺井修復(fù)及復(fù)產(chǎn)前后動態(tài)變化等方面的研究［1］，而油水分異及界面重新平衡時間的研究較少。本文以“勢控論”為基礎(chǔ)［2-4］，從油水運(yùn)移動力學(xué)關(guān)系出發(fā)，開展底水油藏油水運(yùn)聚平衡解析模型推導(dǎo)，利用機(jī)理數(shù)值模擬手段［5-6］進(jìn)一步驗(yàn)證解析模型的準(zhǔn)確性，為油田長期關(guān)停下油水運(yùn)聚的影響因素、運(yùn)聚平衡所需時間、重啟后儲量及剩余油分布模式等提供快速判斷依據(jù)。

1 油田概況

陸豐A油田位于南海海域珠江口盆地，是在基底隆起上繼承發(fā)育的斷背斜低幅構(gòu)造（見圖1）。油藏含油面積11.5km2，含油邊界至構(gòu)造高部位距離約2.5 km，地層傾角小于3°，埋深在1 574.5～1 626.0 m，油藏類型為塊狀底水油藏，天然能量充足。儲層為濱岸相沉積，孔隙度 21.4%～26.2%， 滲透率 1 374×10-3～4 308×10-3μm2，屬于中高孔、特高滲儲層。

圖1 陸豐A油田原始含油面積

陸豐A油田于1997年完成高部位井網(wǎng)部署并投入開發(fā)，2009年因水下井口設(shè)備狀況等原因全面停產(chǎn)，停產(chǎn)時綜合含水率為94%，采出程度為35%，截止到2020年，該油田已關(guān)停長達(dá)11 a。

2 油水運(yùn)聚平衡解析模型的建立

為重啟油田二次開發(fā)，需要進(jìn)一步摸清關(guān)停11 a后油水界面是否重新平衡，快速獲得剩余油潛力定量、半定量認(rèn)識，為此，開展了油水運(yùn)聚解析模型的研究。

2.1 油水運(yùn)聚理論基礎(chǔ)

“勢控論”是油氣勘探中的一項(xiàng)重要理論，在油氣成藏、有利區(qū)帶預(yù)測等方面都取得了很好的應(yīng)用效果，目前也逐步拓展至開發(fā)領(lǐng)域的剩余油研究［3-7］。根據(jù)油水運(yùn)移動力學(xué)關(guān)系［8-10］，底水油藏關(guān)停后，原油質(zhì)點(diǎn)主要受3種力（凈浮力、水動力、毛細(xì)管力）的作用（見圖2）。其中：凈浮力為質(zhì)點(diǎn)浮力與重力的差值，方向向上，為運(yùn)移動力；水動力為天然能量水體帶來的驅(qū)動壓力差，方向向上，為運(yùn)移動力；毛細(xì)管力與運(yùn)移方向相反，為運(yùn)移阻力。

圖2 底水油藏停產(chǎn)下原油質(zhì)點(diǎn)受力示意

油水重新運(yùn)聚是原油質(zhì)點(diǎn)的運(yùn)移動力和阻力相互作用，最終達(dá)到平衡的過程。沿運(yùn)聚方向進(jìn)行受力分析，可以得出單位高度油柱所受合力為

式中：FE，F(xiàn)M，F(xiàn)f，F(xiàn)c分別為單位高度油柱所受合力、水動力、凈浮力、毛細(xì)管力，N；α為油水運(yùn)聚方向與水平方向夾角，（°）。

2.2 臨界運(yùn)移油柱高度建立

當(dāng)FE＞0時，油水運(yùn)聚開始發(fā)生。臨界條件下，運(yùn)移動力等于運(yùn)移阻力，即FE=0，定義臨界油柱高度為h0，單位面積為1 m2時，臨界油柱所受凈浮力為

式中：ρw，ρo分別為水、油密度，g/cm3；g 為重力加速度，取值 9.8 m/s2。

毛細(xì)管力主要由孔喉半徑?jīng)Q定，油田長期水驅(qū)后，基本以水性潤濕為主。根據(jù)巖石孔喉半徑與孔隙度及滲透率經(jīng)驗(yàn)公式，將毛細(xì)管力簡化為

式中：r為孔喉半徑，μm；σ 為表面張力，mN/m；θ為潤濕角，（°）， 水性潤濕情況下，cos θ取值為 1；K 為儲層滲透率，10-3μm2；φ 為儲層孔隙度。

水動力主要由水動力梯度決定，為油田兩井測點(diǎn)壓力減去對應(yīng)凈水柱壓力后的剩余水壓力［11-12］。假設(shè)油田范圍內(nèi)具有相同的水動力勢或水動力梯度，臨界油柱高度下水動力為

式中：EM為水動力梯度，N/m。

考慮計算統(tǒng)一性，定義水動力倍比M為單位高度油柱所受水動力與同等靜水柱壓力的比值，公式為

聯(lián)立式（1）—（5），得到臨界油柱高度：

2.3 油水運(yùn)聚平衡時間建立

當(dāng)運(yùn)移動力大于運(yùn)移阻力時，原油在儲層中進(jìn)行運(yùn)聚。定義油柱高度為h，原油發(fā)生運(yùn)移的幾何位移關(guān)系如圖3所示。油柱從M點(diǎn)運(yùn)移至N點(diǎn)的水平位移為L，實(shí)際位移為L′，運(yùn)移角度為α，滲流速度為v?？紤]目標(biāo)低幅構(gòu)造油藏傾角較小，認(rèn)為L≈L′，陸豐A油田滲透率高，在h＞h0的情況下，F(xiàn)c較小，這里進(jìn)行忽略簡化處理，由此得到單位面積油柱運(yùn)動合勢：

圖3 原油運(yùn)聚幾何位移關(guān)系

其中

從M點(diǎn)運(yùn)移至N點(diǎn)的過程，滿足達(dá)西滲流公式，原油的滲流速度為

式中：μo為地層原油黏度，mPa·s。

將式（8）分解得到垂向上的速度，即界面的平衡速度（真實(shí)速度）［10］為

式中：vp為垂向真實(shí)速度，m/s。

式中：t為油水運(yùn)聚平衡所需時間，s。

3 數(shù)值模擬法驗(yàn)證運(yùn)聚解析模型

油水運(yùn)聚平衡解析模型準(zhǔn)確性如何，可借助油藏數(shù)值模擬方法開展驗(yàn)證。

建立小型低幅構(gòu)造底水油藏機(jī)理模型，設(shè)定儲層滲透率為2 000×10-3μm2，孔隙度為25%，構(gòu)造傾角為3°，水動力倍比為35，油藏總長度為1 000 m，地層原油密度為0.82 g/cm2，地層原油黏度為2.8 mPa·s。為定量開展運(yùn)聚平衡時間模擬，將初始油水界面設(shè)置為不平衡的階梯狀（各階梯層距構(gòu)造高點(diǎn)分別為100，250，450，650，900 m），通過設(shè)置數(shù)值模擬對應(yīng)關(guān)鍵字，匹配解析模型中油水運(yùn)移動力及阻力，開展關(guān)停條件下油水運(yùn)聚自平衡模擬（見圖4）。

圖4 油藏數(shù)值模擬不同關(guān)停時間下油水運(yùn)聚平衡過程

從油藏數(shù)值模擬結(jié)果可以看出，油藏關(guān)停后，隨時間延長，原油由近及遠(yuǎn)逐漸向構(gòu)造高點(diǎn)運(yùn)聚，35 a后油藏范圍內(nèi)油水界面基本達(dá)到平衡，各階梯節(jié)點(diǎn)對應(yīng)界面平衡時間分別為 3，8，17，25，35 a。

解析模型計算結(jié)果顯示，隨運(yùn)移距離增加，油水界面運(yùn)聚平衡所需時間逐漸增大，對應(yīng)機(jī)理模型階梯位置節(jié)點(diǎn)至高點(diǎn)（距離分別為 100，250，450，650，900 m）的油水界面平衡時間依次為 4，9，17，24，34 a，2 種方法得到的油水平衡時間接近，驗(yàn)證了建立的運(yùn)聚解析模型的相對準(zhǔn)確。

4 油水重新分異下剩余油分布

4.1 油水運(yùn)聚特征規(guī)律

利用運(yùn)聚解析模型，開展快速定量、半定量剩余油分布模式規(guī)律研究，對摸清油水運(yùn)聚規(guī)律及潛力具有指導(dǎo)意義。從式（6）及式（11）可以看出，影響油水運(yùn)聚的參數(shù)［13］包括地層滲透率、水動力倍比、運(yùn)移距離、運(yùn)聚角度、原油黏度等。通過開展相關(guān)參數(shù)的單因素分析，認(rèn)識臨界油柱高度和運(yùn)聚平衡時間的變化規(guī)律及特征（見圖5）。

圖5 不同參數(shù)下油水運(yùn)聚特征曲線

由圖5可以看出：儲層滲透率對油水運(yùn)聚影響明顯，隨著物性變差，臨界油柱高度及運(yùn)聚平衡時間呈指數(shù)式增大，當(dāng)滲透率低于100×10-3μm2時，臨界油柱高度達(dá)13 m，運(yùn)移平衡所需時間超1 600 a，即海相低幅構(gòu)造油藏低滲儲層中更容易出現(xiàn)較高的滯留油柱區(qū)，油田復(fù)產(chǎn)后可作為潛力挖潛區(qū)；油田關(guān)停情況下，水動力倍比對油水運(yùn)聚快慢的影響相比其他參數(shù)要小，自平衡狀態(tài)下水動力對運(yùn)移速率影響不明顯；運(yùn)聚平衡時間與運(yùn)移距離呈線性關(guān)系，油藏10 km范圍內(nèi)的油水運(yùn)聚平衡時間需上百年，運(yùn)移距離10～100 km，需要上千年，運(yùn)移距離大于100 km需要上萬年，也界定了勘探油氣運(yùn)移與開發(fā)油水運(yùn)聚時間尺度差異［14］；運(yùn)聚角度與運(yùn)聚平衡時間同樣呈指數(shù)關(guān)系，高陡地層油氣運(yùn)聚明顯加快。

4.2 長期停產(chǎn)后剩余油分布模式

陸豐A油田為低幅構(gòu)造底水油藏，自2009年關(guān)停后，2018年因周邊油田設(shè)施區(qū)域聯(lián)合，經(jīng)濟(jì)成本大幅降低，計劃重啟二次開發(fā)研究。此類油藏關(guān)停如此長時間后，儲量及剩余油分布模式如何，存在2種認(rèn)識：第1種觀點(diǎn)認(rèn)為，如此優(yōu)質(zhì)儲層及流體經(jīng)過長達(dá)10 a左右運(yùn)移，油水界面已重新分異平衡，剩余油分布模式如圖6a所示；第2種觀點(diǎn)認(rèn)為，油水二次運(yùn)移屬于勘探地質(zhì)年代概念，可能至少需要上百萬年，運(yùn)聚程度很小，剩余油分布模式如圖6b所示。

圖6 陸豐A油田停產(chǎn)11 a后剩余油分布模式

利用建立的解析模型，快速開展油水運(yùn)聚平衡定量分析。A油田地層傾角平均2.2°，滲透率1374×10-3～4 308×10-3μm2，平均 2 031×10-3μm2，通過計算得出油水運(yùn)聚臨界油柱高度為0.2 m，即只要動油水界面高度差大于0.2m，油水就開始分異運(yùn)聚直至平衡。基于此，得到平衡狀態(tài)下油水界面傾角α0小于0.1°，鑒于低幅油藏運(yùn)移平面距離遠(yuǎn)大于垂向距離，將初始運(yùn)移角度α取平均地層傾角2.2°。依據(jù)A油田水動力勢、流體性質(zhì)等計算得出運(yùn)聚平衡時間圖版（見圖7）。 由圖7可見，儲層滲透率不同，運(yùn)聚平衡時間長短有所差異，油田2.5 km范圍內(nèi)油水界面完全平衡所需時間約為78～234 a，平均滲透率對應(yīng)的平衡時間為170 a。目前油田停產(chǎn)11 a情況下，油水界面達(dá)到平衡的范圍為從構(gòu)造高點(diǎn)向外延伸200 m。

圖7 陸豐A油田油水運(yùn)聚平衡時間圖版

為落實(shí)關(guān)停后該油田油水分異平衡程度，依據(jù)上述2種分布模式及本文對油水運(yùn)聚時間的認(rèn)識，開展評價井位LFA-1的設(shè)計（見圖6），選取了2種模式下油柱高度存在明顯差異的位置。油水界面完全平衡模式下目標(biāo)井位對應(yīng)油柱高度為6 m；而未完全平衡模式下，因關(guān)停時間（11 a）相比本文計算的完全平衡所需時間（170 a）小很多，依據(jù)關(guān)停前剩余油分布計算出對應(yīng)油柱高度為14 m。

LFA-1井于2018年9月完成鉆探，鉆后測井曲線顯示剩余油柱高度約15.8 m，與未完全平衡模式預(yù)測油柱高度基本一致，也驗(yàn)證了油水運(yùn)聚解析模型的可靠性，表明關(guān)停11 a后油水運(yùn)聚并未最終完成，油藏范圍內(nèi)油水界面仍處于動態(tài)變化過程。通過超大計算量（146萬個網(wǎng)格模型）及超長時間步（500 a以上）油藏數(shù)值模擬并行計算，油田范圍內(nèi)界面完全平衡所需時間約為190 a，與解析模型計算基本一致。該解析模型保障了后續(xù)油田按未平衡模式下完成儲量核算及開發(fā)方案研究，防范了二次開發(fā)中因模式差異造成的高部位井位部署水淹風(fēng)險。

5 結(jié)論

1）從油水運(yùn)移動力學(xué)及滲流力學(xué)關(guān)系出發(fā)，建立了一種低幅構(gòu)造底水油藏油水運(yùn)聚平衡解析模型，避免了實(shí)際模型超長時間步、超大數(shù)據(jù)量的數(shù)值模擬運(yùn)算過程，對快速評估油田長時間關(guān)停后剩余油分布模式具有指導(dǎo)意義。

2）油水運(yùn)聚平衡時間與儲層滲透率及運(yùn)聚角度呈指數(shù)式變化，低滲、低幅地層油氣運(yùn)移速度明顯減慢，更容易形成滯留剩余油；運(yùn)聚平衡時間與運(yùn)移距離呈線性關(guān)系，油藏10 km范圍內(nèi)的油水界面重新平衡需上百年。

3）陸豐A油田實(shí)踐表明，經(jīng)過長達(dá)11 a的關(guān)停后，距高部位200 m的油藏范圍內(nèi)剩余油相對平衡，而全油藏范圍內(nèi)油水界面仍處于未完全平衡狀態(tài)，剩余油整體分布模式較油田停產(chǎn)前變化不大，評價井的預(yù)測剩余油柱高度與實(shí)鉆結(jié)果較為吻合。