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特高含水期砂岩油藏均衡水驱提高采收率研究

发表时间：2021/3/16 来源：《中国科技信息》2021年2月作者：吴杰

[导读] 陆上油区经过多年注水开发，大都进入特高含水后期，很多油田都面临着层间干扰严重，高渗层注水效率低，平面流线长期固定，水驱不均衡的问题。如何通过利用存量、高效注水、均衡驱替来达到提高采收率、提高效益的目的，对老油田的稳产、增产具有重要意义。近年来，油藏数值模拟作为油田开发科学决策和油藏工程研究的重要技术手段，在油藏驱油机理研究、新区产能建设、剩余油分布研究、老区挖潜调整等方面中都发挥了重要作用。

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摘要：陆上油区经过多年注水开发，大都进入特高含水后期，很多油田都面临着层间干扰严重，高渗层注水效率低，平面流线长期固定，水驱不均衡的问题。如何通过利用存量、高效注水、均衡驱替来达到提高采收率、提高效益的目的，对老油田的稳产、增产具有重要意义。近年来，油藏数值模拟作为油田开发科学决策和油藏工程研究的重要技术手段，在油藏驱油机理研究、新区产能建设、剩余油分布研究、老区挖潜调整等方面中都发挥了重要作用。本文将利用数值模拟技术，以油田某区块为研究对象，进行精细历史拟合，研究剩余油分布规律，提出相应对策，研究如何通过利用存量、高效注水来达到均衡驱替。
关键词：特高含水后期；砂岩油藏；均衡水驱；高效注水
        陆上东部老油区经过多年注水开发，大都进入特高含水后期，很多油田都面临着层间干扰严重，高渗层注水效率低，平面流线长期固定，水驱不均衡的问题。本文将利用数值模拟技术，以油田某区块为研究对象，进行精细历史拟合，分析剩余油分布规律，提出相应对策，研究如何通过利用存量、高效注水、均衡驱替达到提高采收率的目的。
        1、试验区概况
        胜一区沙二4-6砂层组是一个北部被断层切割的背斜油藏。叠合含油面积4.48 km2，地质储量1329万吨，油藏埋深2000-2200米。地下原油粘度2.5mPa·s，地面原油密度0.87g/cm3，原始地层矿化度130000mg/L，原始地层压力20.4MPa，饱和压力12.5MPa。
        选取西部井区作为均衡水驱开发试验区[5，6]。该试验区主要有以下特点:①井区相对封闭，井区规模小 (含油面积0.39km2，储量75万吨)；②井网密度大，井网相对完善、井况好，利于井网二次调整；③采出程度高(54%)、含水高 (95.5%)，具有普遍性和代表性；④主要开采层沙二4、沙二5层间矛盾突出。47、49、53、54层平均渗透率分别为1854md，2154md，415md，612md，渗透率级差5.2。
        2、油藏数值模拟及剩余油分布研究
        2.1油藏开发现状
        一区沙二4-6油藏是个常温常压、中高渗透、稀油油藏。从1964年投产以来，先后经历了四个开发阶段，目前处于特高含水综合治理开发阶段。其中试验区开油井5口，开水井2口，平均单井日液60.4t，单井日油2.7t，单井日注180m3，综合含水95.5%，采出程度54%。存在的问题是:①层间干扰严重，渗透率好的47-49层吸水好、高液量、高含水、高采出程度，53-54层动用差、低液量、低含水，合采井大泵生产，高液量高含水，单采井小泵生产，低液量低含水；②高渗层注水效率低，高渗层47-49井距过小，无效水循环，窜流严重；③平面流线长期固定，水驱不均衡。

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        2.2油藏数值模拟
        根据该油藏特点，首先利用Petrel软件，在精细地层对比，修正测井二次解释结果的基础上，建立了三维精细地质模型，然后利用胜坨、宁海油田地质参数资料、工区内两口井的岩心资料、以及生产动态资料建立了岩石高压物性模型、相渗模型和动态模型，完成了油藏三维数值模拟模型的建立；分阶段进行了历史拟合，储量、压力、区块综合指标，单井指标拟合情况较好，单井拟合率达90%以上，符合拟合精度的要求。
        2.3剩余油分布研究
        在精细历史拟合的基础上，从层间、层内、平面三方面进行了剩余油分布规律研究:①层间:高渗层47、49层采出程度高，但剩余地质储量大；低渗层 53、54层剩余地质储量小，但剩余油饱和度较高；②平面:平面剩余油主要受构造及断层控制，构造顶部及非主流线区剩余油饱和度富集；③层内:层内上部剩余油饱和度富集，层内上部剩余油饱和度富集，上部剩余油饱和度平均35.2%，下部剩余油饱和度平均19.4%。
        3、油藏均衡驱替方案设计及分析
        3.1方案设计
        为缓解层间注采矛盾，通过油水井点置换，水井卡封，利用老井进行井网重整，对高、低渗层进行分采分注，拉大高渗层注采井距 (由200m提高到520m) ，设计油井补改、水井贴堵等配套工作量。例如，针对某注水井层间吸水状况差异大的情况，对吸水好的47、49高渗层进行封堵停注，同时对53、54提水至150 m3。井网调整后，结合矢量配产、配注，高渗层主流线方向由近南北向转为东西向。对于沙二53、54较低渗层，主要采取提液增效，均衡流线，分别对3口井实施提液措施，单井日产液量平均由45t/d 提高到60t/d。
主要工作量:老井措施5口，其中油井补孔改层2口，提液2口，水井贴堵调配1口。设计基础方案和调整方案两套。
        3.2推荐方案及效果评价
        试验区调整后，初期含水由95.5%下降至90%，自然递减率由14.1%下降至9.8%，含水上升率由1.1下降至0.65，最终15年累产原油7.12万吨，采出程度由59.2%上升到64.8%，提高采收率5.6%。说明调整后剩余油得到了更有效动用。
        4、结论
        ①在精细数值模拟研究的基础上，利用老井进行井网重整，对高、低渗层进行分采分注，拉大高渗层注采井距，结合矢量配产、配注，转变高渗层主流线方向，对低渗层提液增效，均衡流线，能够有效提高中高渗油藏水驱开发采收率。②数值模拟结果表明，该试验区通过均衡水驱调整后，最终15年累产原油7.12万吨，采出程度由59.2%上升到64.8%，提高采收率5.6%，达到了提高特高含水期水驱开发采收率的效果。
参考文献
[1]仲维苹.准噶尔盆地腹部陆南凸起侏罗系储层成岩作用及其对储层物性的影响[J].东北石油大学学报，2018，42(1):77-85.
[2]章威，龙明，李军，等.生产动态确定底水油藏油井水淹范围的新方法[J].天然气与石油，2017，35(4):69-72.