田鴻照,田 方,桂軍友,李 民,張 磊,徐傳龍

(1.中國石油長城鉆探工程公司地質(zhì)研究院,遼寧盤錦,124010;2.中國石油吐哈油田油氣生產(chǎn)服務(wù)中心,新疆鄯善,839000;3.中國石油長慶油田第四采油廠,陜西榆林,718500;4.中國石油長城鉆探工程公司壓裂公司,遼寧盤錦,124010)

1 概況

H斷塊整體為一北高南低的單斜構(gòu)造,主要受巖性控制,具有砂體控藏的特點。主力油層為P油藏,以厚層、特厚層為主,其厚度占比超過70%,平均油層厚度70 m、最大單層厚度超過20 m;地層傾角為10°～23°,平均地層傾角17°,是典型的高傾角厚層油藏。P油藏以扇三角洲沉積為主,孔隙度17.4%～22.6%,平均20.9%,滲透率146×10-3～1 258×10-3μm2,平均703×10-3μm2,屬中孔-中高滲儲層。目前該油藏已進入注水開發(fā)階段,由于地層傾角大、油層厚度大,油水重力分異作用對注水開發(fā)影響很大,正確認識影響注水開發(fā)效果的主要因素成為開發(fā)好此類油藏的關(guān)鍵[1]。

前人在該方面開展過大量的研究,曹蕾[2]、程大勇等[3]主要研究了重力作用對注水開發(fā)的影響;張官亮[4]、關(guān)云等[5]、張瑾琳等[6]主要研究了厚油層水驅(qū)規(guī)律及影響因素;安玉華等[7]、張占女等[8]主要研究了厚油層油藏提高采收率的方法,但將高傾角和厚油層結(jié)合起來的研究相對較少,由于物理模擬難度大、工作量繁瑣,難以將各種注水開發(fā)影響因素都通過物理模型來實現(xiàn)。為了更好地指導(dǎo)P油藏注水開發(fā),通過數(shù)值模擬方法系統(tǒng)研究了注采構(gòu)造位置、地層傾角、油層厚度、儲層韻律性、注采比、采油速度、地層壓力保持水平等7個主要因素對注水開發(fā)效果的影響,為油田制定注水開發(fā)策略提供依據(jù)。

2 機理模型設(shè)計

結(jié)合P油藏的特點,設(shè)計并應(yīng)用ECLIPSE軟件建立了基本的機理模型,在單因素分析中只改變某個因素進行論證,該基本模型的相關(guān)參數(shù)如表1所示。

表1 機理模型設(shè)置參數(shù)

模型中考慮7種韻律,分別是:均質(zhì)韻律、正韻律(由上往下滲透率144×10-3→1 256×10-3μm2,級差278×10-3μm2)、反韻律(從上往下滲透率1 256×10-3→144×10-3μm2,級差278×10-3μm2)、復(fù)合正韻律、復(fù)合反韻律、正反復(fù)合韻律(從下往上滲透率1 256×10-3→144×10-3→1 256×10-3,級差112.5×10-3μm2)、反正復(fù)合韻律(從下往上滲透率144×10-3→1 256×10-3→144×10-3μm2,級差112.5×10-3)。

3 主要影響因素

3.1 注采位置的影響

為分析注采井在構(gòu)造高部位或低部位時的滲流機理,以機理模型為基礎(chǔ),將其他參數(shù)設(shè)置為:①注水時機:以天然能量生產(chǎn)13個月后注水;②注采比1.0;③地層傾角17°;④油層厚度70 m;⑤設(shè)置單位厚度日產(chǎn)液量恒定,此處取單位厚度日產(chǎn)液量為1 m3;⑥設(shè)置低部注高部采和高部注低部采兩種注采模式。

對比不同韻律、不同注采關(guān)系下注水開發(fā)20年時的采出程度,如表2所示,不管是反韻律還是正韻律,低部注高部采時的采出程度更高[9]。以正韻律儲層為例,如圖1所示,低部注高部采時采出程度為27.6%,高部注低部采時采出程度僅為11.6%,相差16個百分點。這是因為低部注高部采模式下注入水的波及區(qū)域更大,剩余油更少,驅(qū)替效果更好。

圖1 低注高采(a)與高注低采(b)油水飽和度垂向剖面

表2 不同韻律不同注采關(guān)系下注水開發(fā)20年采出程度

3.2 地層傾角的影響

對地層傾角的影響進行單因素分析時,以機理模型為基礎(chǔ),除了基本模型中的參數(shù)外,將其他參數(shù)設(shè)置為:①注水時機:以天然能量生產(chǎn)13個月后注水;②韻律為均質(zhì)韻律;③注采方式為低部注高部采;④注采比1.0;⑤油層厚度70 m;⑥設(shè)置單位厚度日產(chǎn)液量恒定,此處取單位厚度日產(chǎn)液量為1 m3/(d·m);⑦設(shè)置地層傾角分別為5°、10°、15°、20°、25°、30°、35°、45°。

對比不同地層傾角下注水開發(fā)20年的采出程度,如圖2所示,在低部注高部采情況下,隨著傾角從5°增大至45°,采出程度由27.4%提高至41.5%,但傾角較小時增速快、傾角較大時增速有所減緩。傾角越大,低部位水驅(qū)的非活塞式驅(qū)替越弱,水驅(qū)較為均勻,這與重力分異作用密切相關(guān)。在其他條件相同時,傾角越大,對注入水重力低伏的抑制作用越強(在重力作用下,注入水先沿儲層低部位注入,即重力低伏作用),注入水沿底部的突進作用越弱,驅(qū)替也就更為均勻,而且注入水一旦形成水流通道,后續(xù)注入水會繼續(xù)沿著這個通道流動。因此,對于傾角較小的儲層,注入水會優(yōu)先沿低部位注入而形成水流通道,驅(qū)替效果變差。

圖2 不同傾角下注水開發(fā)20年的采出程度狀況

3.3 油層厚度的影響

對油層厚度的影響進行單因素分析時,以機理模型為基礎(chǔ),除了基本模型中的參數(shù)外,將其他參數(shù)設(shè)置為:①注水時機:以天然能量生產(chǎn)13個月后注水;②韻律為均質(zhì)韻律;③注采方式:低部注高部采;④注采比1.0;⑤傾角17°;⑥設(shè)置單位厚度日產(chǎn)液量恒定,即井的產(chǎn)量與厚度成正比,此處取單位厚度日產(chǎn)液量為1 m3/(d·m),其他參數(shù)與基本模型相同;⑦油層厚度分別為10、30、50、70、90、120、150 m。

對比不同油層厚度下注水開發(fā)20年的采出程度,如圖3所示,油層厚度從10 m增大至150 m,采出程度從36.8%降低至31.7%。但具體變化規(guī)律有所差別,當厚度小于30 m時,隨著厚度減小,采出程度降低速度較慢;當厚度大于30 m時,隨著厚度的減小,采出程度降低速度較快。因此,應(yīng)根據(jù)油層水淹狀況,充分利用隔夾層發(fā)育特征,及時開展分層注水,提高油田開發(fā)效果[10-11]。

圖3 不同厚度下注水開發(fā)20年的采出程度狀況

3.4 儲層韻律性的影響

對儲層韻律的影響進行單因素分析時,以機理模型為基礎(chǔ),除了基本模型中的參數(shù)外,將其他參數(shù)設(shè)置為:①注水時機:以天然能量生產(chǎn)13個月后注水;②注采比1.0;③注采方式為低部注高部采;④地層傾角17°;⑤油層厚度70 m;⑥設(shè)置單位厚度日產(chǎn)液量恒定,此處取單位厚度日產(chǎn)液量為1 m3/(d·m)。

對比不同儲層韻律下注水開發(fā)20年的采出程度,如圖4所示,開發(fā)效果由好到差的韻律順序是:反韻律→復(fù)合反韻律→反正復(fù)合韻律→均質(zhì)韻律→正反復(fù)合韻律→復(fù)合正韻律→正韻律。最有利的韻律形式是反韻律、采出程度高達42.2%,最不利的韻律形式是正韻律、采出程度僅為27.6%。從三種基本韻律的油水飽和度垂向剖面可以看出,反韻律時的波及區(qū)域最大、剩余油最少、驅(qū)替效果最好[12],均質(zhì)韻律居中,正韻律則最差(圖5)。對于正韻律與均質(zhì)韻律儲層,重力低伏作用較強,而對于反韻律儲層,低部位的滲透率相對較低,滲流阻力相對較大,因而抑制了注入水的重力低伏作用,驅(qū)替效果變好。

圖4 不同韻律下注水開發(fā)20年的采出程度狀況

圖5 三種基本韻律下注水開發(fā)油水飽和度垂向剖面分布對比

3.5 注采比的影響

對注采比的影響進行單因素分析時,以機理模型為基礎(chǔ),除了基本模型中的參數(shù)外,將其他參數(shù)設(shè)置為:①注水時刻:以天然能量生產(chǎn)13個月后注水;②韻律為均質(zhì)韻律;③注采方式為低部注高部采;④地層傾角17°;⑤油層厚度70 m;⑥設(shè)置單位厚度日產(chǎn)液量恒定,此處取單位厚度日產(chǎn)液量為1 m3/(d·m);⑦注采比分別為0.5、0.8、1.0、1.1、1.2。

對比不同注采比下注水開發(fā)20年的采出程度,如圖6所示,當注采比從0.5增大至1.0時,采出程度從17.1%提高到33.3%;當注采比從1.0繼續(xù)增大至1.2時,采出程度反而降低到29.4%,因此,1.0 是最優(yōu)注采比,能夠保持均衡注采開發(fā)。

圖6 不同注采比下注水開發(fā)20年的采出程度狀況

3.6 采油速度的影響

對采油速度的影響進行單因素分析時,除了基本模型中的參數(shù)外,將其他參數(shù)設(shè)置為:①注水時機:以天然能量生產(chǎn)13個月后注水;②韻律為均質(zhì)韻律;③注采方式為低部注高部采;④地層傾角17°;⑤油層厚度70 m;⑥注采比1.0;⑦采油速度分別為1.5%、2.0%、2.5%、3.0%、3.5%、4.0%。

對比不同采油速度下注水開發(fā)20年的采出程度,如圖7所示,采油速度從1.5%增大至4.0%的過程中,采出程度先提高后降低,當采油速度為3.0%時,達到最高值40.1%,此時的采油速度為最優(yōu)采油速度。

圖7 不同采油速度下注水開發(fā)20年的采出程度狀況

3.7 地層壓力保持水平的影響

對地層壓力保持水平的影響進行單因素分析時,除了基本模型中的參數(shù)外,將其他參數(shù)設(shè)置為:①注水時機:以天然能量生產(chǎn)13個月后注水;②韻律為均質(zhì)韻律;③注采方式為低部注高部采;④注采比1.0;⑤傾角17°;⑥油層厚度70 m;⑦此處定產(chǎn)油量100 m3/d;⑧地層壓力保持水平設(shè)置為原始地層壓力的90%、80%、70%、60%、50%。

對比不同地層壓力保持水平下注水開發(fā)20年的采出程度,如圖8所示,隨著地層壓力保持水平從100%降低至40%,采出程度從42.8%降低至20.4%,當?shù)貙訅毫Ρ３炙捷^高時,采出程度降低幅度較小,最小為0.8個百分點;當?shù)貙訅毫Ρ３炙捷^低時,采出程度降低幅度較大,最大為9.1個百分點。因此,當?shù)貙訅毫Ρ３衷?0%～80%時,既能利用天然能量節(jié)約開發(fā)成本,又能獲得較高的采收率。

圖8 不同壓力保持水平下注水開發(fā)20年的采出程度狀況

4 結(jié)論

以H斷塊P油藏為例,通過數(shù)值模擬方法分析了影響高傾角厚油層注水開發(fā)效果的7個主要因素,得出以下結(jié)論。

1)注水井部署在構(gòu)造低部位、采油井部署在構(gòu)造高部位有利于充分發(fā)揮油水重力分異作用,提高驅(qū)替效果和采收率;地層傾角越大、油水重力分異作用越明顯,采收率也越高。

2)當油層厚度小于30 m時,隨厚度減小采出程度降低速度較慢,當厚度大于30 m時,隨厚度減小采出程度降低速度較快。

3)反韻律儲層因底部較低的滲透率抑制了注入水的重力低伏,采收率較其他韻律儲層更高,正韻律儲層驅(qū)替效果最差。

4)最優(yōu)注采比大約為1.0,最優(yōu)采油速度為3%,地層壓力保持在原始地層壓力的70%～80%時,可以獲得更好的開發(fā)效果。