强储层非均质性高含水井组立体挖潜方法及实施效果

2021-09-16 11:06卢轶宽万禧煌付立群
天津科技 2021年8期
关键词:小层水驱含水

卢轶宽,王 伟,闫 寒,王 辉,吴 卓,万禧煌,付立群

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

1 井组情况及存在问题

渤海A油田属复杂断块油藏[1],于2009年投产,生产层位为浅层明化镇组,埋深-1 100~-1 400 m,采用不规则井网注水开发。3M砂体是油田的主力砂体,平面分布稳定,隔夹层发育,设计1注3采共计4口开发井,见图1。

注水井S8在3M砂体共计射开5套含油小层,小层厚度范围0.3~12.9 m,渗透率范围31.8~971.4 mD,储层非均质性强[2-3],层间渗透率极差大。井组日产液973 m3,综合含水78.5%,日产油209 m3,运行效率较低。

2 挖潜方法

考虑油井端提液量及生产压差已接近出砂极限,不具备进一步释放产能的条件,为扭转井组低效运行的局面,渤海A油田决定从注水端开展挖潜工作。具体做法是:以油藏工程理论为指导寻找剩余油,以生产测试资料为依据证实理论推测,并最终借助调剖手段达到改善水驱效果的目的。

2.1 层间剩余油富集的理论描述

设储层与水平方向成角度α,一端为注水端,另一端为产油端,根据达西定律,油水两相运动方程分别为:

式中:qo为油的体积流量;qw为水的体积流量;K为岩石的绝对渗透率;Kro为油的相对渗透率;Krw为水的相对渗透率;μo、μw为油、水的粘度;A为油层横截面积;Po、Pw为油相、水相的压力;ρo、ρw为油、水的密度;α为储层与水平面的夹角。

设出口端总的体积流量qt为:

式中:fw为产油端的出口含水率;λo为油相黏度;λw为水相黏度;Δρ=ρw-ρo,即水相密度和油相密度之差。

当忽略毛管力且驱替方向为水平,即α=0时,则:

上式表明,fw是油、水相对渗透率的函数,而相对渗透率又是含水饱和度的函数,则有:

式中,XSw为驱替前缘的位置;φ为小层孔隙度;Sw为驱替前缘含水饱和度。

综上则有:对定向注水井组,如果其他参数都一致,那么小层吸水量越大,水驱前缘移动速度越快,水质点也会越快到达生产井底。同时,因为水的黏度比油的黏度小得多,所以由水先占据的流动通道的渗流阻力越来越小,导致降低了其他小层的水驱效果,进而形成层间剩余油富集[4]。

2.2 层间剩余油富集的实际情况

2015—2019年,注水井S8井共计实施了4次吸水剖面测试,小层吸水量解释成果汇总如表1。

由表1可知,S8井存在吸水剖面严重不均的情况,且吸入量主要集中在第5小层。其中,测点斜深2 038.0~2 040.3 m为第5小层的主要吸水层段,其余上部测点位置不吸水或吸入量较少。

表1 S8井历次吸水剖面测试结果汇总表Tab.1 Summary of test results of previous water absorption profile of Well S8

针对上述吸水特征,落实产出端的响应情况,选取高采液强度的定向井S4进行含水饱和度测试。测试结果表明,S8井强吸水层段对应S4井端,含水饱和度高达80%,不吸或少吸水层段对应S4井端,含水饱和度较低,为40%~65%,见图2。

通过生产测试资料可以明确,S8井组存在纵向储量动用不均的情况,且注、采端剖面特征一致,即吸水量多的层位,与之对应的生产端含水饱和度高、驱油效率[5]高,反之亦然。

2.3 挖潜方法及实施效果

为改善水驱效果,提高注入水波及面积,渤海A油田选用S8井组使用复合氮气泡沫调剖体系改善吸水剖面。基于氮气泡沫遇水稳定、遇油消泡的特点,可以实现选择性封堵。凝胶具有良好的成胶强度,能够有效封堵大孔道。微球吸水膨胀后可以和起泡剂形成非均相二元复合驱,实现油藏深部的高效驱油。

上述方案实施后,S8井吸水剖面显著改善,下部主力吸水层位的相对吸水量由措施前的70%下降为24%。且3口生产井均不同程度受效,井组平均含水降幅16.5%,日增油163 m3,见表2。

表2 挖潜前后效果对比表Tab.2 Comparison of effects before and after tapping potential

3 结 论

渤海A油田S8井组层间剩余油实际富集情况与油藏工程理论相符。氮气泡沫调剖技术能有效改善S8井组层间吸水不均的情况,其中主力吸水层位相对吸水量可由措施实施前的70%下降至24%。■

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