長垣外圍扶楊油層注入水構成及注采比優化

羅立娟

（中國石油大慶油田有限責任公司第十采油廠,黑龍江大慶 166405）

長垣外圍扶楊油層為低、特低滲透性儲層,油層孔隙度9.2%～19.8%,空氣滲透率（0.2～44.7）×10-3μm2,油井地層壓力6.2～8.0 MPa,累計注采比大于2 的儲量占89.5%（見表1）。目前油田注采比研究主要集中在合理注采比計算［1-5］及影響因素分析等方面［6-7］,關于低、特低滲透性儲層高注采比成因的研究較少［8］,注入水構成量化方面尚屬空白。本文從儲層砂體特征出發,結合室內巖心吸水實驗,構建了三維全地層地質模型。通過數值模擬,對注入水構成進行了定量計算,揭示了高注采比的成因,給出低、特低滲透性儲層的合理注采比。

表1 長垣外圍扶楊油層儲量分布統計

1 扶楊油層儲層砂體特征

長垣外圍扶楊油層骨架砂體主要為河道砂體,河道底部有明顯的泥巖滯留沉積。一個完整的河道一般由多期單一河道沉積而成,電測曲線具有明顯的正旋回特征。河道內部由于巖性或物性變化存在泥質或鈣質夾層。通過對A1 井巖心觀察,FⅠ23層河道砂體從下往上含油性、巖性依次為：0.21 m含鈣粉砂巖→1.55 m 油浸粉砂巖→0.34 m 粉砂質泥巖→0.90 m 油斑或油浸粉砂巖→0.22 m 粉砂質泥巖→0.33 m 油浸泥質粉砂巖（見圖1）。FⅠ23層河道砂巖厚度為3.55 m,而實際生產中測井僅解釋了油浸粉砂巖的厚度,有效砂巖厚度為1.55 m（見圖2）；存在2 m非有效砂巖厚度未解釋［9-10］,其巖性比有效砂巖的巖性差,主要為含鈣粉砂巖、泥質粉砂巖和粉砂質泥巖。統計長垣外圍8個典型區塊非有效砂巖厚度與有效砂巖厚度比值為0.8～1.6。

圖1 A1井FⅠ23層巖心觀察

圖2 A1井FⅠ23層綜合柱狀圖

2 巖心室內實驗

為驗證非有效砂巖及非儲層的吸水性［11］,開展了扶楊油層3 口取心井52 塊巖樣靜態吸水能力評價和12塊非均質并聯巖樣動態吸水能力評價。

2.1 巖心靜態吸水能力評價

吸水體積比例=某一階段吸水體積/巖心表觀體積×100%。

式中,Vn為某一巖心吸水體積,cm3；Vm為巖心表觀體積,cm3。

將巖心烘干稱重后浸沒到模擬地層水中,靜置24 h時后稱重計算巖心吸水體積。室內巖心靜態吸水實驗結果表明,不同巖性的吸水體積比例由大到小排序為：泥質粉砂巖→粉砂質泥巖→含油粉砂巖→含鈣泥質粉砂巖（見表2）。

表2 吸水體積比例與巖性關系統計

通過實驗數據分析,隨巖心孔隙度增加,吸水體積比例呈先升高后降低的趨勢（見圖3）；巖心滲透率與吸水體積比例無明顯線性關系（見圖4）。低、特低滲透性巖心的吸水排氣過程主要依靠毛管力作用,受孔喉連通性影響較小,當孔隙度較大時,大孔喉比例增加,毛管力明顯降低,導致吸水體積比例下降,因此巖心靜態吸水能力與巖性關系密切,而與物性不具有單調變化關系。

圖3 巖心吸水體積比例隨時間變化曲線

圖4 巖心吸水體積比例與滲透率關系

2.2 并聯巖心動態吸水能力評價

為分析不同巖性、物性巖心動態吸水能力,開展了并聯巖心動態吸水能力對比實驗,實驗流程見圖5。

圖5 并聯巖心動態吸水能力評價實驗流程

實驗步驟如下：

（1）巖心覆壓靜置：巖心烘干稱重,放入夾持器,按流程連接裝置,加圍壓10 MPa,穩壓2 h以上。

（2）并聯低速注水：開啟4 個夾持器入口,設置0.1 cm3·min-1的注入速度,恒速注入模擬地層水,當任意一塊巖心出口的毛細管見水時停泵。

（3）稱重計量：取出巖心稱重,與實驗前烘干重量的差值即為吸水量。

為了更好地量化巖心吸水能力,引入巖心動態相對吸水比例In：

式中,Vn為某一巖心動態吸水體積,cm3；Vo為并聯巖心總吸水體積,cm3。

實驗結果表明,不同巖性的相對吸水比例由大到小排序為：含油粉砂巖→泥質粉砂巖→粉砂質泥巖→含鈣泥質粉砂巖（見表3）。

表3 動態吸水能力評價實驗結果統計

3 扶楊油層注入水構成及合理注采比

3.1 全地層地質模型構建

針對長垣外圍扶楊油層存在非有效砂巖吸水的實際,在實際地質建模過程中引入“全地層”理念,即全地層地質模型構建由有效砂巖拓展到非有效砂巖及非儲層,同時在近井地帶近似刻畫油水井壓裂投產形成的人工縫,客觀地表征油藏注水開發過程中的真實吸水空間,解決了常規地質模型［12］刻畫的孔隙體積遠小于實際吸水空間和注水擬合精度低的問題。

B1 區塊儲層孔隙度16%,空氣滲透率3.5×10-3μm2,為中孔低滲透性儲層,1991 年采用300 m×300 m 反九點井網投入開發。模擬區域內油井23 口,水井11口。區塊綜合含水49.6%,年注采比6.76,累計注采比5.31,采油速度0.06%,采出程度6.88%（見圖6）。

圖6 B1區塊井位

根據B1區塊注入水量化需要,首先構建了考慮有效砂巖、非有效砂巖及非儲層的全地層模型,平面網格30 m×30 m,垂向上將47 個地質層位細分為172 個建模層位,精細化地質模型網格節點數約為普通模型的4倍。依據單井砂巖頂底深計算單井非儲層厚度、非有效砂巖厚度和有砂巖厚度［13］,然后計算各層非儲層厚度面、非有效砂巖厚度面和有效砂巖厚度面,以油層頂面構造圖為約束,建立各層頂面構造模型。采用相控建模方法［14-15］,分非儲層、非有效砂巖層和有效砂巖層建立區塊的巖相模型（見圖7）。應用GR、AC、RMG、RMN、LLD 等測井曲線建立非儲層段神經網絡物性模型,計算其孔、滲參數,儲層段非有效砂巖和有效砂巖采用已有常規測井解釋模型計算其孔、滲、飽參數（見表4）,解釋結果與巖心實測值基本吻合（見圖8）。根據非儲層和儲層參數計算結果對區塊全地層模型進行屬性賦值。

表4 不同類型儲層物性及含油性參數計算結果

圖7 B1區塊全地層巖相模型

圖8 A4井巖性-物性交會圖

3.2 全地層數值模擬

在精細化全地層地質建?；A上,應用ECLIPSE數值模擬軟件的黑油模擬器建立B1 區塊的全地層數值模型［16］,模型網格節點數約為167×104（92×106×172）。區塊初始地層壓力為8.8 MPa,地層原油黏度為13.6 mPa·s,原油體積系數為1.108,原油壓縮系數為8.6×10-4MPa-1,地面原油密度為0.857 g/cm3。模擬區地質模型儲量360.10×104t,數值模擬計算儲量為363.03×104t,儲量擬合誤差為0.81%。

生產油井采用定液量生產,注入水井采用定注入量、注入壓力限制。開發時間為1991 年3 月,時間步長一個月。全區累產液量、油量、水量和綜合含水等指標均達到擬合要求,全區歷史擬合符合率達到85.0%（見圖9、圖10）。

圖9 B1區塊累計產液量擬合曲線

圖10 B1區塊含水率擬合曲線

3.3 注入水構成量化及合理注采比

B1 區塊實際注入水量154.78×104m3,模型擬合注入水量133.11×104m3,注入水量擬合精度達到86%。通過綜合分析,模型中注入水量主要由有效砂巖吸水、非有效砂巖吸水、非儲層吸水、外溢水和采出水構成,吸水比例分別為33.4%,32.5%,15.3%,13.8%,5.0%（見表5）。非有效砂巖和非儲層吸水比例占區塊吸水的47.8%,這是導致區塊注采比高的直接原因。

表5 B1區塊全地層模型注入水構成

選擇產量最大為優化目標,建立注水量、產油量、含水率和地層壓力的關系方程,應用最優化理論建立考慮非油層吸水的最優化模型,計算區塊合理注采比［17-18］。低滲區塊合理注采比為2.0～2.5,特低滲區塊合理注采比為2.5～3.9,低、特低滲典型區塊目前注采比接近合理注采比計算值。近致密區塊由于非油層吸水比例大,計算的合理注采比值較高,需進一步研究油層砂巖和非油層砂巖的吸水機理（見表6）。

表6 典型區塊合理注采比計算結果

4 結論

（1）長垣外圍扶楊油層低、特低滲透性儲層骨架砂體主要為河道砂體,砂巖厚度可分為有效砂巖和非有效砂巖兩部分,非有效砂巖的巖性一般為含鈣粉砂巖、泥質粉砂巖和粉砂質泥巖。

（2）巖心實驗結果表明,不同巖性的相對吸水比例由大到小排序為：含油粉砂巖→泥質粉砂巖→粉砂質泥巖→含鈣泥質粉砂巖,巖心吸水能力與巖心的物性成正相關性。

（3）低、特低滲透性油田注入水由有效砂巖、非有效砂巖和非儲層吸水、采出水和外溢水構成。非有效砂巖和非儲層吸水是低、特低滲透油田高注采比的直接原因。

（4）低滲區塊合理注采比為2.0～2.5,特低滲區塊合理注采比為2.5～3.9。