收稿日期:2002205202作者简介:李道轩(1963-),男,四川南充人,高级工程师,从事油气田地质与开发工作。
文章编号:100023754(2002)0520023204梁家楼油田开发后期的不稳定注水方式李道轩,蒲玉国,徐新丽(胜利油田有限公司纯梁采油厂,山东博兴 256504)摘要:通过对梁家楼浊积油藏储层复合韵律特征及其开发特征的认识与研究,结果表明该油田特高含水期同样蕴藏着可观的可动剩余油潜力,其剩余油控制因素为静态遮挡与动态水势,富集区主要分布于正韵律油层的顶部、正向微构造、物性相变带及井间势平衡滞流区等;据剩余油分布形式、富集程度及现实开发技术等,确定不稳定注水为进一步开发该类可动剩余油的方式,由此通过微观水驱油实验与数模分析等确定不稳定注水参数的研究基础上,针对不同类型的区块实施了不同形式的不稳定注水方式,均取得了显著的增油降水效果,提高了梁家楼油田的采收率与可采储量。
关键词:特高含水期;浊积油藏;模型;参数;剩余油;不稳定注水;梁家楼油田中图分类号:TE35716 文献标识码:B 梁家楼油田已经历了弹性开发、注水开发、产量递减等三个主要开发阶段。
到1996年采出程度为3419%,采出可采储量1217×104t 的8512%,综合含水高达9210%,已处于开发的后期。
如何改善高含水期油田水驱油效果,提高采收率和开发经济效益,实现持续有效的开发该类油藏是一个非常现实的技术难题。
1 储层特征111 沉积微相与特征近年来,通过大量的地震、钻井、测井、开发和测试等资料的分析研究,认为梁家楼油田沙三中储层是一个由水下河道控制的、具有牵引流和浊流双重沉积特征的湖底扇,自南向北呈树形放射状撒开,南窄北宽,东西两侧尖灭于暗色泥岩中,纵向上呈中间厚、两边薄的透镜状。
据该湖底扇特征,将其划分为8个微相单元:水下主干河道、水下分支河道、末梢河道、河道侧缘微相、河道间朵叶体、河道间泥坪、河口朵叶体和席状砂体。
依据各沉积微相带的岩性、物性及微观特征,将沙三中储层分为4类:①主力储层,为主干河道微相,砂体厚度大,物性好;②有利储层,为分支河道与河道间朵叶体微相,有良好的孔渗性;③较有利储层,为末梢河道、河道侧缘及河口朵叶体微相,物性相对较差,储集性能一般;④一般储层,为席状砂体,位于扇缘部分,向外则过渡为深湖泥相。
112 储层韵律特征与非均质性梁家楼油田沙三中储层为多期水道叠置的沉积,由于水动力的期次与强弱等,形成了平面上不同的沉积微相带的交错叠置与纵向上的韵律特征,由此储层沉积韵律有正韵律、反韵律、均质韵律及复合韵律等类型;其中正韵律是梁家楼沙三中最主要的类型,广泛发育于上砂组中,尤其在梁中主干河道部位发育;均质韵律在梁南主干河道有发育;反韵律在梁北下砂组发育。
据该湖底扇的沉和微相特征表明,该储集体非均质性具体表现为层间、平面、层内及微观4种类型,并直接影响了渗透率的分布与变化,是控制剩余油分布的主要的静态因素之一,尤其是储层韵律性直接控制着渗透率的垂向变化,如:分支河道微相中,由于发育正韵律,自下而上渗透率逐渐变差,同时各小层内011～014m 的泥质和钙质不连续薄夹层是层间非均质性的重要表现,对油水的重力分异起着明显的隔板作用;同时各小层间有2～5m 的泥岩或物性隔层分布;从储层的微观非均质来看,该区储层整体上孔吼分选差、吼道偏细,并变化范围大,且孔吼分布具有双峰特征,非均质性强;各小层渗透率变异系数和突进系数均大于111,表明储层层内非均质性也较强,并上砂组强于下砂组;由此说明该油田储层三维非均质性严重。
2 剩余油的分布与特征211 剩余油控制因素分析据流体势原理,油藏的可动剩余油即潜力区就是・32・ 第21卷 第5期 大庆石油地质与开发 P 1G 1O 1D 1D 1 2002年10月油(气)富集滞留的低势闭合区[1];油藏注水开发后,由于水势的因素将改变注水前一般由静态遮挡的单一排替作用,形成动用水势与静态遮挡联合作用的新的动态流体势格局,这种动态势格局一般在保持最大面积的油(气)流向低势区油井的同时,由于种种原因(如注采井网、构造与储层的认识、井网及注采液量的较大调整等)将形成开发中的可动剩余油,即开发中的潜力区。
由此可动剩余油控制因素分为静态遮挡与动态水势两个方面,目前老油田主要研究与实践的正向型微构造区仅是潜力区的一种类型,水动力作用及其变化对潜力区的形成与更迭应是注水老油田挖潜的新领域;据该块油藏的动静态特征与实际资料研究表明,梁家楼油田剩余可动油的控制因素可具体细分为水锥、断层、尖灭线、高点区及物性相变带等5个方面。
212 剩余油分布形式与特征据以上储层沉积微相、韵律特征及非均质性的研究,并结合近年来动态与测井资料,尤其是C/O比等监测资料分析研究表明,梁家楼油田高含水期蕴藏着可观的剩余油,其分布与特征主要有如下5种类型:一是水锥与水锥控制的形式。
该油田部分高含水油井据研究为超过了临界液量而形成的水锥所引起[2],由此其剩余油表现为油井中形成水锥间的滞流区范围等,一般连片分布范围较大,呈星云状特征,并单块剩余油储量较小,该类剩余油分布与特征的描述目前数模手段可有效解决。
二是水锥与边界断层遮挡控制的形式。
如南北高低部位的断层分布区等,一般连片分布范围较小,呈条带状分布特征,但单块剩余油储量丰度较大,如高部位剩余油富集区钻探实践表明往往为高产与稳产区,一般需人工精细描述如高部位的构造(具体为断层)后即可确定剩余油分布范围。
三是以构造为主控因素的形式。
如断层附近的小牵引、小断鼻、小背斜及一些小的沉积高点区等,差异压实作用是其形成的主要原因,一般为高产富油区,是目前老区挖潜研究与实践的主要类型。
四是以边界岩性尖灭线为主控因素的形式。
如东西部位岩性尖灭线控制区等,一般连片分布范围大小主要与原认识与研究的尖灭线正确位置有直接关系,呈片状分布特征,单块剩余油面积较大,然而油层厚度、含油饱和度及物性较差,往往钻直井效果较好,但一般需精细沉积相的研究与预测等才能有效地减小钻探风险。
五是构造(断层)与岩性因素等复合控制的形式。
如断层与岩性尖灭线分布的三角区等,是以上3种形式的复合型,实践表明该类型潜力较大,是油田与区块开发后期最为直接与主要的挖潜区;呈片状分布特征,单块剩余油储量较大,往往钻探有效率高并产能较好。
梁家楼油田沙三中剩余油分布的形式、特征及丰度等研究表明,部分储量较大的剩余油区适宜通过钻井进行挖潜,而相当部分剩余油分布区则不适宜钻井,经研究不稳定注水为开发该类可动剩余油的有效方式。
3 不稳定注水方式研究311 不稳定注水的机理不稳定注水是以某种方式进行注水量波动调整为中心内容的一种注水方式,是周期注水的发展,是以减缓原油产量递减、控制含水上升率的一种提高油田采收率的技术。
实施过程中具有灵活多变的方式,尤其是油井可以不停产,因此是一种适应目前油区环境与油田开发后期需要的值得推广的一种开发方式。
据前苏联专家根据26个层状非均质油藏的不稳定注水矿场试验总结,在保证平均注水量基本不变的条件下,注水量波动幅度达50%以上时能取得好效果[3]。
其机理为加强注水的过程是一个升压过程,地层的高渗区压力传播快因而升压快,低渗区压力上升缓慢,形成高渗区的压力高于低渗区;高渗区中水多油少,而低渗区中油多水少;从而在控制注水时,压力下降,首先是高渗区下降快,处于较高压力且含油多的低渗区的流体流向高渗区而被采出,从而有效地调整了注水2产液结构,降低了油井含水。
312 梁家楼油田不稳定注水的微观水驱油实验研究31211 均质、非均质条带亲水油层不稳定注水微观水驱油模型实验实验应用填砂方法设计均质与非均质两个微观模型,模拟反韵律油藏均质与非均质的不稳定注水实验。
实验研究结果表明:均质与非均质储层进行不稳定注水都能提高采收率,提高幅度达6123～11121个百分点;非均质储层提高采收率的幅度更大,是均质模型提高幅度的1倍左右,即不稳定注水更适合于非均质油藏;同时表明第一个周期提高采收率的幅度最高,随着注水时间的延长,后续周期提高采收率的幅度减小,效果变差。
该实验还研究表明:非均质油藏进行稳定注水时,驱替前缘不均衡,驱替效果差,而不稳定注水方式在一定程度上可以创造相对均衡的驱替前缘,从而提高注水波及系数与采收率。
・42・大庆石油地质与开发 P1G1O1D1D1 第21卷 第5期31212 非均质储层注水速度的微观水驱油模型实验研究实施不稳定注水实质上是通过调整注水速度来实现的,由此利用油砂制作反韵律模型与无层间干扰模型来研究注水速度的改变对采收率的影响。
(1)单一非均质反韵律油层微观水驱油实验模型设计:采用三维填砂平板模型,模型长40 cm、宽3cm、厚319cm,从下到上分别装入厚度均为113cm,而渗透率分别为21×10-3μm2、74×10-3μm2、235×10-3μm2的油砂。
实验结果表明注入速度对开发效果影响较大,表现为采收率随注水速度的增加而降低;当注入速度为013m/d时,无水采收率1112%、最终采收率4213%;而当注水速度提高到017m/d时,无水采收率和最终采收率分别降低为9145%和3711%。
因此,在单一非均质油层注水开发时,特别是进入高含水期开发阶段一定要控制好注入水的注入速度,注入速度不宜过高,否则将影响油藏的最终采收率。
(2)多层微观水驱油的模型实验,呈现出一定的沉积韵律特征。
梁家楼油田的储层以正韵律特征为主,因此,实验采用了3个圆柱形长管模型并联,分别充填渗透率为:3918×10-3μm2、65×10-3μm2、12614×10-3μm2的油砂,构成正韵律多层模型。
实验结果表明:当注入速度为013m/d时,采收率可达39101%;当注入速度为017m/d时,采收率下降为3414%,下降了4161个百分点。
综上研究实验表明,单层与多层模型的采收率随注入速度的增加均降低,并注入速度对多层模型采收率的影响程度大于单层模型。
31213 梁家楼油田不稳定注水的参数的确定不稳定注水主要参数有:不稳定注水方式、调整周期、水量波动幅度、注入速度。
(1)不稳定注水方式:主要依据不同开发单元的油藏与井网特征确定,以尽可能调整液流的方向为原则。
(2)调整周期:由公式T=2L2/d确定。
式中 T———调整周期,s;L———注水线到采油线的距离,m;d———地层平均导压系数,m2/s。
(3)注水量波动幅度:由公式B=(q1-q2)/ 2q确定。
式中 q1———加强注水的注水量,m3/d; q2———控制注水的注水量,m3/d;q———正常注水的注水量,m3/d。
q1由注水指示曲线在一定的系统允许泵压下计算得出。