2016, Vol. 36引用本文 |
| 文昌海相水驱砂岩油藏驱油效率新认识 |  [PDF全文] |
2. 西南石油大学国家重点实验室, 四川成都 610500
2. The State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir, Southwest Petroleum University, Chendu Sichuan 610500, China
文昌13-2 油田位于珠江口盆地珠三拗陷琼海凸起中部，主力油藏Ⅱ油组主要为潮道、砂坪沉积的水驱砂岩油藏，为高孔高渗储层，平均孔隙度28.2%，平均渗透率为427.3×10-3 μm2，砂岩厚度多大于20 m，全区稳定分布，地面原油密度和黏度低，为轻质油，地层能量充足，依靠天然水驱开发。目前油田生产过程中存在的最大问题是驱油效率认识不清，根据探井在1999 年所取岩心开展的短岩心相渗测试表明Ⅱ油组水驱油效率为47.08%，但该油藏从2002 年投产至今，开发效果较好，截止2013 年底采出程度已经达到了56.8%，目前该油藏的日产油量仍高达822 m3/d，数值模拟和密闭取心饱和度测试研究均表明Ⅱ油组还存在着大量的剩余油，因此，在油藏实际采出程度远高于岩心驱油效率，且生产情况良好的情况下，有必要对文昌海相砂岩油藏的水驱油效率进行重新认识，准确评价油藏的开发潜力，指导油田剩余油挖潜工作的开展。
1 文昌13-2油田水驱油效率研究针对文昌13-2 油田Ⅱ油组采出程度高于短岩心驱油效率的问题，早期短岩心驱油效率测试值已经不能满足文昌13-2 油田海相水驱砂岩油藏驱油效率的标定。本文将从油藏工程方法、生产测井方法及实验测试三大方面，利用分形维动态相渗、RPM 饱和度测井、密闭取心饱和度测试及长岩心水驱油实验方法研究文昌海相砂岩油藏的水驱油效率。
1.1 分形维油水动态相渗曲线1941年，Leverett 成功推导了分流量方程（ 公式1），在此基础上进一步推出了分形维动态相渗曲线计算的公式（公式2~5），利用油井生产的动态数据，主要是日产量数据，进一步根据相关计算公式，就可以求得分形维动态相渗曲线[1-3]。
| ${{f}_{w}}=\frac{{{v}_{w}}}{{{v}_{t}}}=\frac{1+\frac{{{K}_{o}}}{{{\mu }_{o}}}\frac{1}{{{v}_{t}}}\left( \frac{\partial p}{\partial x}-\Delta \rho \cdot g\sin \alpha \right)}{1+\frac{{{\mu }_{w}}}{{{\mu }_{o}}}\frac{{{K}_{o}}}{{{K}_{w}}}}$ | (1) |
| $y=x\log \left( {{S}_{D}} \right)$ | (2) |
| ${{D}_{f}}=\frac{3x+11}{x+3}$ | (3) |
| ${{K}_{ro}}={{\left( 1-{{S}_{D}} \right)}^{2}}\left( 1-{{S}_{D}}\frac{5-{{D}_{f}}}{3-{{D}_{f}}} \right)$ | (4) |
| ${{K}_{rw}}={{S}_{D}}\frac{11-3{{D}_{f}}}{3-{{D}_{f}}}$ | (5) |
式中：fw为含水率；vw、vt分别为水相和液量的流速；p为毛细管压力；x为线性长度；Δρ为油水两相密度差；g为重力加速度；α为流体流动方向与水平方向的夹角；y为分形函数； Kro、Krw分别为油、水渗透率；Kro、Krw分别为油、水相对渗透率；SD为含水饱和度；Df为分形维；Dw、Do为水、油相黏度。
本文利用文昌13-2 油田Ⅱ油组实际生产数据计算了相应的分形维动态相渗曲线，并利用长岩心水驱油束缚水含水饱和度45.62% 进行端点标定后，得到了Ⅱ油组的动态相渗曲线（图 1），对比短岩心测试相渗曲线可以看出，动态相渗曲线的油相相对渗透率曲线更高，两相共渗点更靠右，表现出的油藏亲水性更强，最终残余油饱和度端点更靠右，水驱效果更好。通过计算动态相渗曲线的驱油效率为81.73%，远大于短岩心驱油效率测试值47.08%，与油藏目前的采出程度56.8% 相比较更加合理。
 |
| 图 1 文昌13-2 油田Ⅱ油组分形维动态相渗曲线 |
1.2 生产测井解释
RPM 饱和度测井能较好的解释采油井生产层位的当前含油饱和度值，进而可以计算各层位在井点处的水洗程度，判断储层的水淹规律，认识纵向上剩余油分布规律，同时也能够反映油藏水驱油效率的下限值。Ⅱ油组构造高部位采油井A1井从2002 年投产至今已累产油88×104 m3，目前的日产量为90 m3/d，含水率82%，生产情况较好。
2013年9 月，对该井进行了RPM 测量，共计进行了5 趟RPM-C/O 模式测量和3 趟RPM-PNC 模式测量，各趟测量重复性较好，质量良好，饱和度测井解释采用COPROC 程序，在关井状态下对Ⅱ油组的RPM-C/O 资料进行处理和解释，解释结果（图 2）显示，A1 井在油藏顶部存在较多剩余油，在中下部1 302~1 309 m 水淹程度很高，平均含水饱和度达到84.0%，对比初始束缚水饱和度31.0%，折算水洗程度为76.81%，水驱效果较好。
 |
| 图 2 文13-2-A1 井RPM 测试综合图 |
因此，Ⅱ油组RPM 饱和度测井解释结果表明，油藏驱油效率大于等于76.81%，同样远大于短岩心相渗测试驱油效率值47.08% [4-6]。
1.3 密闭取心饱和度测试密闭取心饱和度测试结果能够真实地反映油藏的饱和度值，描述剩余油的分布规律，计算储层的水洗程度，反映油藏水驱油效率的下限值。
2011年，A4P1 井在文昌13-2 油田Ⅱ油组进行了密闭取心，心长25.6 m，收获率和密闭率均达到100%。在室内对密闭取心进行了饱和度测试，并对测试值进行了准确的校正，实验结果（图 3）表明，Ⅱ油组岩心饱和度测试结果平均含油饱和度37.9%，与测井解释平均含油饱和度36.2% 吻合性较高，可见密闭取心饱和度测试可靠程度高。
 |
| 图 3 文13-2-A4P1 井密闭取心饱和度实验综合图 |
在水洗程度方面，Ⅱ油组在油藏顶部及隔夹层阻挡下部水洗程度较低，存在较多剩余油，而在油层下部深度段1 367 m 以下处水淹程度较高，平均含水饱和度90%，根据Ⅱ油组平均束缚水含水饱和度45.62% 折算，该深度段水洗程度达到了81.61%，水驱油效果较好。因此，Ⅱ油组密闭取心饱和度测试结果表明，油藏驱油效率大于等于81.61%，远大于短岩心相渗测试驱油效率值[7-12]。
1.4 长岩心水驱油实验分形维动态相渗、RPM 饱和度测井和密闭取心饱和度测试研究结果均表明Ⅱ油组可以达到很高的水驱油效率，考虑到短岩心因长度短使得地层代表性较差，其测试驱油效率结果不能准确反映油藏水驱油效率，因此本次利用A4P1 井在Ⅱ油组所取短岩心组成了84.86 cm 的长岩心，长岩心平均渗透率为450.21×10-3 μm2，接近油藏平均渗透率为427.3 ×10-3 μm2，并利用地层流体样品配制成溶解气油比11 m3/m3 的活油，在地层温度78.7 ℃和地层压力12.99 MPa 条件下开展了单管长岩心水驱油驱替实验，以精确评价Ⅱ油组的水驱油效率。
按照实验内容及标准流程开展了水驱油实验。实验结果显示，Ⅱ油组的水驱油效率为84.27%，远大于短岩心驱油效率测试值47.08%。在长岩心和短岩心驱油效率差异性方面，通过对比长短岩心水驱采出曲线（图 4）可以看出，两者无水采出程度均为37.5%，但短岩心见水后含水率很快上升至95% 以上，油水同采期采出程度贡献仅9.58%，而长岩心见水后油水同采阶段更长，采出程度贡献达到了44.81%，可见长岩心见水后水洗能力更强，使得其水驱油效率远大于短岩心。长岩心水驱油效率值与分形维动态相渗、RPM 饱和度测井、密闭取心饱和度测试研究结果吻合度更高，与实际生产情况相比较也更具有合理性，因此，长岩心水驱油实验更适合标定文昌海相水驱砂岩油藏的驱油效率[13-15]。
 |
| 图 4 文昌13-2 油田Ⅱ油组长岩心和短岩心水驱采出曲线 |
针对早期短岩心驱油效率47.08% 存在的不合理性，结合动态相渗、RPM 饱和度测井、密闭取心饱和度测试及长岩心水驱油实验研究结果（表 1），表明Ⅱ油组水驱油效率可以达到80%。由于动态相渗曲线计算的驱油效率会受生产制度及生产数据的影响，结果存在一定偏差；密闭取心饱和度测试和生产测井资料反映的是油藏目前水洗程度，并不能直接测试水驱油效率；而长岩心水驱油实验是在地层压力温度条件下完成的驱替实验，与短岩心相比较更具有代表性，其测试结果可靠性较高，更适合标定文昌海相水驱砂岩油藏的驱油效率，因此本次标定文昌13-2 油田Ⅱ油组水驱油效率为84.27%，这表明文昌海相水驱砂岩油藏驱油效率较高，可以取得较好的天然水驱开发效果。
| 表 1 文昌海相水驱砂岩油藏驱油效率研究成果 |
 |
2 成果应用
本次将Ⅱ油组长岩心水驱油实验相渗曲线应用到油藏数值模型中，在各口井生产数据历史拟合效果较好的情况下，与早期建立的油藏数值模型对比剩余储量丰度图（图 5），可以看出，新模型在油藏构造高部位剩余油更加富集，存在未动用纯油区，该剩余油分布规律与密闭取心饱和度测试成果一致（图 5），近期投产的油藏高部位调整井A4H1 井初期产纯油，进一步验证了最新数值模拟模型剩余油认识的准确性。在采收率认识方面，最新模型在现有井网下预测Ⅱ油组采收率比早期模型高5%。最新数值模拟研究成果表明Ⅱ油组在油藏高部位还具有较大的调整挖潜价值，未来初步考虑规划2~3 口调整井挖掘剩余油，数值模拟预测调整后提高油藏采收率3.2%。因此，通过将长岩心水驱油效率研究成果应用到油藏数值模拟中，得到了新的剩余油分布认识，能更准确地认识油田挖掘潜力。
 |
| 图 5 早期模型和最新模型的目前剩余储量丰度图 |
3 结论
（1） 文昌13-2 油田Ⅱ 油组目前采出程度56.8%，已远大于早期短岩心测试水驱油效率47.08%，存在不合理性，而分形维动态相渗、RPM饱和度测井、密闭取心饱和度测试及长岩心水驱油实验结果均表明油藏水驱油效率可以达到80%。
（2）与油藏实际采出程度比较，长岩心比短岩心更适合标定文昌海相水驱砂岩油藏的驱油效率，标定文昌13-2 油田Ⅱ油组驱油效率为84.27%。
（3）通过将长岩心水驱油效率研究成果应用到油藏数值模拟研究中，提高了剩余油认识精度，能更准确评价油田挖掘潜力，能更好指导油田后期调整挖潜。
| [1] |
何更生.
油层物理[M]. 北京: 石油工业出版社, 1994 : 23 -29.
( 0)
|
| [2] |
李传亮.
油藏工程[M]. 北京: 石油工业出版社, 2002 : 79 -85.
(0)
|
| [3] |
葛家理.
油气层渗流力学[M]. 北京: 石油工业出版社, 1982 : 28 -30.
(0)
|
| [4] |
罗东红.
砂岩油田高速高效开发模式[M]. 北京: 石油工业出版社, 2013 : 53 -59.
(0)
|
| [5] |
苏玉亮.
油藏驱替理论[M]. 北京: 石油工业出版社, 2009 : 24 -30.
(0)
|
| [6] |
科林斯.
流体通过多孔介质的流动[M]. 北京: 石油工业出版社, 1985 : 105 -108.
(0)
|
| [7] |
吕新东, 冯文光, 杨宇, 等. 利用动态数据计算相渗曲线的新方法[J].
特种油气藏,2009, 16 (5) : 65-70.
(0)
|
| [8] |
向祖平, 张烈辉, 陈辉, 等. 相渗曲线对油水两相渗流数值试井的影响[J].
西南石油大学学报,2007, 29 (4) : 74-78.
(0)
|
| [9] |
吴素英, 孙国, 程会明, 等. 长期水驱砂岩油藏储层参数变化机理研究[J].
油气地质与采收率,2004, 11 (2) : 9-11.
(0)
|
| [10] |
纪淑红, 田昌炳, 石成方, 等. 高含水阶段重新认识水驱油效率[J].
石油勘探与开发,2012, 39 (3) : 338-344.
(0)
|
| [11] |
王华, 邴绍献, 张海燕, 等. 特高含水期水驱油效率计算新方法[J].
断块油气田,2013, 20 (2) : 201-204.
(0)
|
| [12] |
于春生, 李闽, 乔国安, 等. 纵向非均质油藏水驱油实验研究[J].
西南石油大学学报,2009, 31 (1) : 84-85.
(0)
|
| [13] |
QADEER S,DEHGHANI K,OGBE D O,et al. Predictive theory forviscous fingering in compositional displacement[C]. SPE 24129,1994:73-80.
(0)
|
| [14] |
BENNION D B,THOMAS F B. Recent improvement in experimental and analytical techniques for determination of relative permeability data from unsteady state flow[C]. SPE 10th Technical Conference,1991:26-28.
(0)
|
| [15] |
QADEER S,DEHGHANI K,OGBE D O,et al. Correcting oil/water relative permeability data for capillary end effect in displacement experiments[C]. SPE 17423,1988:35-55.
(0)
|