断块油藏注采耦合提高采收率机理及矿场实践.pdf
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1、第 36 卷 第 3 期2024 年 5 月岩性油气藏LITHOLOGIC RESERVOIRSVol.36 No.3May 2024收稿日期:2022-10-04;修回日期:2023-05-28;网络发表日期:2023-07-24基金项目:国家科技重大专项“断块油田特高含水期提高水驱采收率技术”(编号:2016ZX05011-002)资助。第一作者:刘仁静(1982),男,博士,高级工程师,主要从事油气田开发相关工作。地址:(102206)北京市昌平区百沙路 197 号。Email:。通信作者:陆文明(1983),男,硕士研究生,高级工程师,主要从事油气田开发相关研究工作。Email:。文章
2、编号:1673-8926(2024)03-0180-09DOI:10.12108/yxyqc.20240317引用:刘仁静,陆文明.断块油藏注采耦合提高采收率机理及矿场实践 J.岩性油气藏,2024,36(3):180-188.Cite:LIU Renjing,LU Wenming.Mechanism and field practice of enhanced oil recovery by injection-production coupling in faultblock reservoirs J.Lithologic Reservoirs,2024,36(3):180-188.断块油
3、藏注采耦合提高采收率机理及矿场实践刘仁静1,陆文明2(1.中国石化国际石油勘探开发公司,北京 100029;2.中国石化石油勘探开发研究院,北京 102206)摘要:针对渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系断块油藏水驱开发后期流线固定导致注入水无效循环的问题,基于渗流力学和油藏工程原理,通过室内物模模拟和油藏数值模拟,提出了“细分开发层系、轮注轮采”的注采耦合开发调整技术,并验证了该技术可提高采收率的原理。研究结果表明:利用注采耦合开发技术建立的“注入期间的高渗通道与低渗通道吸水量比模型”和“采油期间主流线和非主流线产油量比模型”均揭示了“改变压力场促进渗流场调整,实现均匀注入和均匀采出,扩大水驱
4、波及系数和增加驱油效率”的注采耦合渗流力学机制。注采耦合技术可以实现“扩大波及系数、增加驱油效率”,起到类似“调剖”的作用,高含水期通过此项技术可将低渗透岩心的分流率由 1.0%提到 18.6%,模型驱替更均衡;经过 2 个轮次的注采耦合调整,高、低渗透岩心的原油采收率分别提高了10.3%和16.1%。研究区 D 断块古近系沙河街组沙二段 Es236含油小层油藏注采耦合开发数值模拟结果显示,主流线和非主流线驱替更均匀,两者压力梯度极差由 2.3 下降至 1.4。经过 3 个轮次注采耦合开发调整,沙二段 36 砂层组油藏平均综合含水率下降了 3.2%,累计增油 1 760 t,提高原油采收率 2
5、.1%,增油降水效果显著。关键词:注采耦合;物理模拟;数值模拟;极差;渗流场;水驱采收率;断块油藏;沙河街组;东营凹陷;渤海湾盆地中图分类号:TE312;P618.13文献标志码:AMechanism and field practice of enhanced oil recovery by injection-productioncoupling in fault block reservoirsLIU Renjing1,LU Wenming2(1.Sinopec International Exploration and Production Corporation,Beijing 10
6、0029,China;2.Sinopec Petroleum Exploration and Production Research Institute,Beijing 102206,China)Abstract:Aiming at the problem of ineffective circulation of injected water caused by fixed streamline in thelate stage of water drive development of Paleogene fault block reservoirs in Dongying Sag,Jiy
7、ang Depression,Bohai Bay Basin,based on seepage mechanics and reservoir engineering principles,the injection-productioncoupling development adjustment technology of“subdividing development layers,rotating injection and production”was proposed by means of indoor physical model simulation and reservoi
8、r numerical simulation,and themechanism of enhancing oil recovery by this technology was clarified.The results show that:(1)The water ab刘仁静等:断块油藏注采耦合提高采收率机理及矿场实践2024 年181sorption ratio model between high permeability channel and low permeability channel during injection and the oilproduction ratio m
9、odel of mainstream line and non-mainstream line during oil production established by theinjection-production coupling development technology reveal the injection-production coupling seepage mechanics mechanism of“changing pressure field to promote the adjustment of seepage field,achieving balanced i
10、njection and production,expanding sweep efficiency of water drive and increasing the oil displacement efficiency”.(2)The injection-production coupling technology can achieve remarkable development effect of“expandingsweep efficiency and increasing oil displacement efficiency”,that is,it plays a simi
11、lar role of“profile control”.During the high water cut period,this technology can increase the diversion rate of low permeability cores from1.0%to 18.6%,and the model displacement is more balanced.After two rounds of injection-production couplingadjustment,the oil recovery of high and low permeabili
12、ty cores increased by 10.3%and 16.1%,respectively.(3)The numerical simulation results of injection-production coupling development of Es236oil-bearing sublayerof Paleogene Shahejie Formation in fault block D of the study area show that the displacement of mainstream lineand non-mainstream line was m
13、ore balanced,and the pressure gradient range between them decreased from 2.3to 1.4.After three rounds of injection-production coupling development and adjustment,the average comprehensive water cut of the reservoirs in the third to the sixth sand layers of the second member of Shahejie Formationdecr
14、eased by 3.2%,and the cumulative oil production increased by 1 760 t,which improved the oil recovery by2.1%,and the effect of increasing oil production and dewatering was remarkable.Key words:injection-production coupling;physical simulation;numerical simulation;range;seepage field;water drive recov
15、ery;fault block reservoir;Shahejie Formation;Dongying Sag;Bohai Bay Basin0引言断块油藏普遍具有构造复杂、纵向含油小层多、含油面积小、形态多样和地层倾角大等特点,导致其难以形成完善、规则的注采井网系统1-5,且在矿场开发实践中也无法像整装油藏一样采用变井网(如面积井网变排状井网、注采井别转换等)的方式去调整注采流线6-8,实现扩大波及系数,增加驱油效率,进而达到大幅提高原油采收率的目的。因此,水驱开发后期的断块油藏往往存在流线固定,注入水无效或低效循环的开发问题3,出现剩余油主要富集在由非均质性引起的驱替盲区中的现象9-1
16、2;同时在生产上则表现为部分生产井水淹严重,而部分生产井能量得不到有效补充13,导致最终原油采收率低、经济效益差。针对断块油藏水驱开发后期流线固定、注入水无效循环、非均质剩余油驱替难度大及常规注采调整技术效果差等问题。已有学者研发了注采耦合的开发技术,即在不增加新井的基础上改变目前稳定的注采关系,通过油藏压力发生变化(升高、降低)使流线变向,进而驱替剩余油的开发技术3-5,11,14-15。众多学者曾对注采耦合机理及其技术内涵进行了探索性研究,取得了一些有价值的成果与认识。如崔传智等3,11,16、王学忠等17基于渗流力学理论和油藏工程原理,利用物理模拟和油藏数值模拟方法探讨了注采耦合提高采收
17、率的机理和开发技术,并以实际断块油藏为例开展了注采耦合开发技术优化研究,实现了剩余油挖潜目的;王建18利用油藏数值模拟研究了注采耦合技术提高采收率的机理,认为注采耦合技术改善断块油藏开发效果的主要原因在于“关闭注水井,避免注采井间形成流线,从而促使夹角区的剩余油得到充分动用”;邹桂丽等19利用油藏数值模拟方法对注采耦合开发油藏渗流场变化进行了研究,认为注水阶段增加非优势流场区域的压力,生产阶段非优势流场区域累积的高压释放会增加弱流场区域的驱替压力梯度,从而使非优势流场区域的剩余油得到有效驱替,进而提高原油采收率。王瑞20-21通过油藏数值模拟研究注采耦合驱油机制和技术政策时发现,注采耦合技术可
18、以提高水驱波及系数约10%;赵北辰22通过室内实验模拟证实,注采耦合技术的主要驱油机理是通过改变注采井的注采技术参数与工作制度来调整油层压力梯度的变化,改变液流的运动方向,实现剩余油的有效驱替,从而提高原油的采收率。综上,以往认识与成果的研究方法手段均较为单一,多以油藏数值模拟技术为主,仅个别采用了室内物理模拟实验研究方法,此外,现有涉及注采耦合驱油机理和开发技术的研究成果与认识尚缺乏必要的理论推导验证,理论基础较为薄弱。针对断块油藏水驱开发后期出现流线固定,注入水出现无效或低效循环的问题。以 D 断块油藏为研究对象,在渗流力学理论和油藏工程原理的指导下,利用理论推导、室内实验模拟和油藏数值模
19、拟等手段,对注采耦合提高原油采收率机理进行研182岩性油气藏第 36 卷第 3 期究,并研发断块油藏水驱后期针对性的注采耦合组合开发技术,以期对类似油藏水驱开发后期的规模效益开发提供理论与技术支持。1油藏地质及开发特征D 断块油藏构造位于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系东营弯窿构造与辛镇长轴背斜交汇处,北、东、西三侧被 3 条断层夹持,构造相对简单,西北高、东南低,地层倾角为 1012,东南方向存在边水,但水体能量不强(图 1)。研究区目的层段为古近系沙河街组沙二段 36 砂层组,含油小层为 27 个,油藏埋深为 1 8002 260 m,含油面积为1.09 km2,地质储量为 185.710
20、4t。目的层段整体上属于中高渗透储层,纵向上物性差异明显,渗透率极差为 5,其中 3 砂层组渗透性好,平均渗透率为720 mD;其他砂层组渗透性相对较差,大多为 200450 mD。原始地层压力为 20.63 MPa,饱和压力为8.09 MPa,地饱压差高达 12.54 MPa。该断块油藏从 1966 年投入开发到目前,已经历了天然能量开发阶段、注水开发早期阶段、提液高速开发阶段、稳产阶段、产量递减阶段等 5 个开发阶段。目前,总采油井数为 6 口,开采油井数为 6 口,总注水井数为 6 口,开注水井数为 4 口,产液量为 273 m3/d,产油量为 19.2 t/d,综合含水率为 93%,平
21、均动液面为1 106 m,注水量为 143 m3/d,月注采比为 0.52,采油速度为 0.24%,累计产油量为 56.2104t,地质储量利津东营滨县凸起陈家庄凸起青坨子凸起高青凸起凹陷营东起隆南西鲁020 km0500 mXN1XN145X159X11-15XN18-2 050XN3X155X161X10NX108-2 070X185-2 090XNB12-2 110XN3-2 130XN16X123-2 150-2 170研究区城市断层油水边界线构造等值线/m凸起边界正生产井正注水井曾投产井-2 150图1渤海湾盆地东营凹陷D断块古近系沙河街组沙二段3砂组顶面构造图Fig.1Top st
22、ructure of the third sand group of the second member of Paleogene Shahejie Formation in D faultblock,Dongying Sag,Bohai Bay Basin刘仁静等:断块油藏注采耦合提高采收率机理及矿场实践2024 年183采出程度为 30.1%。研究认为,D 断块油藏当前开发主要存在以下问题:层间干扰严重,纵向动用不均衡。目的层采用一套井网进行开发,2018 年,XN1 井 SNP(碳氧比能谱)测井解释成果揭示,该井钻遇低水淹层及中水淹层总厚度达到 55 m,占钻遇储层总厚度的74%。平面动
23、用不均衡。同样受 X159 注水井影响的 2 口生产井的 SNP 测井解释结果显示,XN18井低水淹层及中水淹层占比 46.1%,明显高于NX108 井的 33.7%。注采井网不完善,局部井网控制程度低,且该断块位于市区,无钻新井完善注采井网的可能性。因此,如何在不钻新井的基础上,解决油藏纵向及平面上的开发矛盾,改善油藏开发效果,大幅提高原油采收率是该断块油藏亟需解决的问题。针对该断块油藏存在的主要开发矛盾及其剩余油分布规律,提出了“细分开发层系、轮注轮采”的注采耦合组合开发调整技术。具体技术对策为:将渗透率明显高于其他砂层组的 3 砂层组单独作为一套开发层系,将 46 砂层组作为一套开发层系
24、;利用注水井对其中一套开发层系进行注水补充能量,之后关井进行压力平衡;与此同时利用采油井生产另一套开发层系,待该开发层系的开发效果变差之后,关采油井进行压力平衡,一轮注采耦合结束;之后进行下一轮次的注采耦合开发,2个开发层系之间进行注水和生产交换。2注采耦合提高采收率机理2.1渗流力学研究2.1.1注入期间模型设置说明:油藏水驱开发中,受储层非均质性的影响,生产井驱替不均衡,即存在两类生产井,第一类生产井如图 2 中生产井 2,控制井区渗透率K2相对高,水驱后期形成高渗通道,水窜严重,表现为井区吸水量占比大,采出程度高,生产井含水率高,剩余油饱和度低;第二类生产井如图 2 中生产井 1,控制井
25、区渗透率K1低,开发状况和生产井 2 则完全相反。随着水驱开发进程的深入,井区2 和井区 1 开发状况的差异将会越来越明显,甚至会出现井区 1 不吸水、不产油的极端情况。对于此类状况,下步对策为调整两井区吸水比例,即扩大水驱波及系数。这里,模型把 2 个井区等效为 2 根形状一致的岩心。根据达西渗流定律,注入期间井区吸水量为:JWX=KXKRWX(PJ-PPX)AWL(1)式中:JWX为 X 井区吸水量,m3/d;X 代表井区,X=1,2;KX为 X 井区渗透率,mD;KRWX为 X 井区水相相对渗透率;PJ为注入井井底流动压力,MPa;PPX为 X井区地层平均压力,MPa;A为吸水面积,m2
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- 关 键 词:
- 油藏 耦合 提高 收率 机理 矿场 实践
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