基于流线数值技术的特高含水后期油田改良模拟研究

崔文富

(中国石化胜利油田分公司 胜利采油厂,山东 东营 257051)

相对于油田高含水期甚至特高含水期初期,油田进入特高含水后期剩余油分布更加复杂,挖潜调整的难度更大[1-3]。胜坨油田长期注水开发,目前已经进入了特高含水后期,层内、层间以及平面矛盾突出,剩余油分布非常零散,严重制约了水驱采收率的提高,迫切需要开展挖潜调整来进一步提高油田采收率[4-6],其中转流线是特高含水后期改善开发效果的重要手段之一[7-10]。

针对双河油田流线长期固定、高耗水条带发育、注水沿优势方向突进的问题,通过对油井大幅降低产液,对水井进行差异性调配,从而促使液流发生转向,扩大流线波及范围,提高波及体积[11]。针对双河油田某区块高含水后期局部区域形成优势流场、注水井注水效率低、油井含水率高、剩余油分布零散、开发调整措施效果差的问题,提出了转流线精细注采调整的方法,使原始流线旋转一定角度,挖潜零散分布的剩余油[12]。针对江汉油区平面、纵向水驱不均衡的现象开展了流场调整技术研究,借助对剩余油分布的再认识,提出了井网调整转流线的五种模式,即井网调整转流线、协调注采引流线、综合治理均衡流场、多级细分调剖面、注采耦合调流线[13]。针对孤东油田七区强注强采导致大孔道发育的问题,基于数值模拟技术开展了高含水油田转流线调整研究,在剩余油潜力分析的基础上通过实施注采转换转变流线,取得了较好的实施效果[14]。以孤东油田六区为研究对象,根据剩余油分布特征、目前井网状况,以投入产出比为目标提出了井网转流线调整方案[15]。上述对转流线的研究大多集中在采用加密或抽稀井网、层系细分等方式转变流线;而对于老井注、采互换实现大角度转流线并没有深入的研究。此外,目前的研究主要为案例应用分析研究,对于流线调整不见效原因以及流线调整有效驱替缺少系统的分析研究。

近年来,各油田基于矢量开发理念开展了老井采转注、注转采的大角度转流线先导试验[16-20],取得了一定降水增油效果,但是也出现了注转采后大量排液仍不见效的案例,为了改善该试验区开发效果,同时为其他区块大角度流线调整提供指导,有必要进一步明确该先导试验区剩余油分布特征及大角度转流线未见效原因,进而提出剩余油有效驱替的对策。以TS8区块为研究对象,开展了流线数值模拟研究,分析了已实施矿场井失败的原因,并在此基础上提出流线调整有效驱替方法,为大角度转流线的研究与实施提供更好的技术支持。

1 TS8区块数值模拟研究

1.1 TS8区块概况

TS8区块沉积环境为三角洲前缘亚相沉积,储层平均孔隙度约为29.8%,平均渗透率约为692.4×10-3μm2。区块地质储量411万t,自开发至今采出程度约48.3%,含水率高达98%,是典型的特高含水后期中高渗透砂岩断块油藏。根据先导试验方案,对该井区开展大角度注转采转流线实施方案,实施后注转采井累计排液2.47万t仍未见油,效果不佳。

1.2 TS8区块剩余油分析

根据目标区块的地质认识及开发历史资料,建立了目标区块的数值模拟模型。模型网格划分为46×88×17,网格总数为68 816,模拟生产历史至2019年7月,目标区块数值模拟模型属性图如图1所示。

经过多年的开采和发展,目标区块已经进入高含水开发后期,剩余油的分布状况变得越来越复杂。通过对数值模型进行历史拟合得到了目标区块大角度转流线后的剩余油分布情况,结果如图2所示。

(a)1层 (b)2层 (c)3层图2 TS8区块剩余油分布图

从图2可以看出,剩余油主要划分为以下几类:①油藏边缘的难动用剩余油;②处于设计流线的分流线区域的剩余油;③设计形成流线但目前仍未有效驱替的剩余油。其中第③类剩余油占比较大,分析认为该种剩余油出现的原因一种是实际未形成流线,另一种是虽然已经形成流线,但流线较弱,尚未完全动用该区域的剩余油。

1.3 大角度转流线不见效原因分析

本次转流线调整过程中有2个未见效井组,分别为W1井组和W2井组,具体如图3所示(虚线框)。现就从流线、压力梯度、构造形态、非均质程度、转流线前累积注水量等角度进行不见效原因分析。

图3 TS8区块流线分布图

1.3.1流线分布

从图3可以看出,W1井组中W3至W1、W4至W1流线稀疏,对剩余油的控制能力弱;W7至W1流线密集,但该方向水淹程度较高,剩余油饱和度低。类似的,W2井组中W5至W2、W6至W2流线稀疏,对剩余油的控制能力弱;W8至W2流线密集,但该方向水淹程度高,剩余油饱和度低。

1.3.2压力及压力梯度分布

W1井组、W2井组大角度转流线后压力及压力梯度分布如图4所示。

(a)W1井组

从图4可以看出,W1井组中W7至W1压力梯度最大,W4至W1、W3至W1尚未建立起有效的驱替压力梯度。同样的,W2井组中W8至W2压力梯度最大,W6至W2、W5至W2尚未建立起有效的驱替压力梯度。

1.3.3构造形态

目标井区为中间高,两边低的断鼻构造,具体到W1井组,其1层构造高部位和构造低部位的高程差为17.6 m;3层构造高部位和构造低部位的高程差为23.7 m。W4至W1方向,注入水从高部位向低部位驱替,受重力作用的影响,注水波及面积相比平面注水更小,但驱替速度更快。对于W2井组,其1层构造高部位和构造低部位的高程差为38.5 m。W5至W2方向,注入水从高部位向低部位驱替,受重力作用的影响,注水波及面积相比平面注水更小,但驱替速度更快。

1.3.4储层相对渗流阻力(饱和度)差异

经统计,W1井组中W3至W1方向含水饱和度为0.613;W4至W1方向含水饱和度为0.598;W7至W1方向含水饱和度为0.650。W2井组中W5至W2方向含水饱和度为0.622;W6至W2方向含水饱和度为0.659;W8至W2方向含水饱和度为0.673。静态非均质的基础上,由于各注采方向上含水饱和度的差异进一步加剧了各注采方向上的渗流阻力差异,导致强水淹方向低效循环严重,剩余油饱和度较高的方向更加难以有效动用。

1.3.5注采工作制度

W1井组、W2井组中各井的平均日产液/日注水水平如图5所示。

(a)W1井组

从图5可以看出,2个井区的工作制度设计仍不够合理,作为注转采井,一方面需要增加液量,尽快排出井筒周围的液体;另一方面应注意各注采方向上液量匹配,避免高水淹方向持续强驱替。

综上所述,流线、压力梯度、构造形态、储层相对渗流阻力(饱和度)差异、工作制度是影响大角度转流线效果的重要因素,其中构造形态是地质因素,无法人为干预,其余各因素均与压力梯度相关,即压力梯度是可控因素,因此建立合理的驱替压力梯度是大角度转流线提高成功率的关键。

2 合理驱替压力梯度研究

基于TS8区块数值模拟模型,针对注转采建立相应的概念模型,设置矿场实际可能采用的驱替压差范围,开展不同驱替压力梯度情况下的数值模拟计算,分析相应的水驱开发效果,研究明确合理驱替压力梯度取值范围。

以W1井组实际油藏数值模型为基础,抽象建立反映井组特征的概念模型,具体如图6所示。模型中共包含6口井,其中3口注水井,3口生产井。开发前期呈现排状注水井网,构造低部位注水,构造高部位采油。开发一段时间后进行大角度转流线调整,排状注水中间部位的注水井转为油井,中间部位的生产井转为注水井,结合区块实际,设计转流线后的工作制度如表1所示。

表1 转流线后设计压差及压力梯度方案Tab.1 Design pressure difference and pressure gradient scheme after flow line

图6 W1井组概念模型Fig.6 Conceptual model of W1 well group

对比转流线和不转流线生产2种方式的剩余油分布可以看出,不转流线生产剩余油主要分布于注采井的分流线区域,且剩余油分布较多,结果如图7所示。转流线生产同样会有部分剩余油被驱替至转流线之前和转流线之后的分流线叠加区域内,但总体剩余油分布区域相对较小。

(a)饱和度分布

对不同转流线后的压力梯度方案开展数值模拟,对比不同压力梯度方案下转流线后注转采井采出液累积含油率(注转采井累积产油量与注转采井累积产液量之比)结果,具体如图8所示。

图8 不同压力梯度方案下转流线后注转采井采出液累积含油率

从图8可以看出,随着压力梯度的增加,注转采后,累积采出液中的含油率随着压力梯度的增加呈现先增加后减小的情况,在0.03 MPa/m附近出现拐点。考虑到实际油藏的复杂情况,推荐该油藏参数下大角度转流线后压力梯度应在0.03～0.04 MPa/m。

3 矿场调整

基于概念模型得到的合理压力梯度范围对W1井组和W2井组进行了方案再设计与实施。结合井距经计算W1井组合理注采压差约21.6～30.3 MPa,W2井组合理注采压差约14.4～21.6 MPa,现场应用后,2井组继续排液0.8～1.2万t后,含水开始下降并见油。基于此,利用数模法预测15年累产油变化曲线,具体如图9所示。

图9 矿场应用后预测累产油量变化曲线

从图9可以看出,调整方案能够实现增油10.23万t,含水率下降1.5%左右,起到了较好的降水增油效果,为特高含水后期油田进一步提高采收率提供了一定的技术支持。

4 结语

(1)以TS8区块为研究对象,利用流线数值技术开展了特高含水后期油田大角度转流线的数值模拟研究,明确了3类剩余油分布特征:①油藏边缘的难动用剩余油。②处于设计流线的分流线区域的剩余油。③设计形成流线但目前仍未有效驱替的剩余油,且该类剩余油占比较大;

(2)从流线、压力梯度、构造形态、储层相对渗流阻力(饱和度)差异、工作制度等角度总结了已实施矿场井不见效的原因,其中压力梯度是影响大角度转流线效果的主控因素,且大角度转流线后压力梯度应为0.03～0.04 MPa/m;

(3)矿场应用后增油降水效果显著,数模法预测15年内能够实现增油10.23万t,含水率下降1.5%左右。