东北X油田P油层水驱油效率及影响因素分析_朱晓斌.pdf

ISSN 1008-9446CN13-1265/TE承 德 石 油 高 等 专 科 学 校 学 报Journal of Chengde Petroleum College第 25 卷第 2 期,2023 年 4 月Vol.25,No.2,Apr.2023东北 X 油田 P 油层水驱油效率及影响因素分析朱晓斌1,赵孟孟1,李江飞2,韩建伟2,徐康泰2,冯学洋2(1.中海油安全技术服务有限公司,天津 300457;2.河北石油职业技术大学,河北承德 067000)摘要:东北 X 油田 P 油层是低水位期的河流三角洲沉积,非均质性强,属于低孔低渗油层。经多年注水开发,目前已进入中高含水期开发阶段,经过长期水洗,储层微观孔隙结构发生了很大变化,非均质性较开发初期更加严重,开采难度逐渐增加。利用油田现有资料和储层岩心,通过样本聚类分析及岩心驱替实验,对储层物性特征分布、水驱油效率及其影响因素分析进行了研究,让油田的开发研究人员能够从整体的角度出发,把握该油层可动剩余油的储备情况,为后续开发方案设计、井网调整和部署加密井提供了科学依据。关键词:储层物性;聚类分析;驱替实验;水驱油效率中图分类号:TE357.6文献标志码:A文章编号:1008-9446(2023)02-0039-07Oil-water Displacement Efficiency and Influencing Factors ofP Oil Layer in Northeast X OilfieldZHU Xiao-bin1,ZHAO Meng-meng1,LI Jiang-fei2,HAN Jian-wei2,XU Kang-tai2,FENG Xue-yang2(1.CNOOC Safety Technology Service Co.,Ltd.,Tianjin 300457,China;2.Hebei Petroleum University of Technology,Chengde 067000,Hebei,China)Abstract:The P Oil Layer of X Oilfield in Northeast China is a fluvial-delta deposition in the lowwater stage,with features of strong heterogeneity,low porosity and low permeability.After years ofwater injection development,it has entered the stage of medium and high water cut.Being washedfor a long time,the microscopic pore structure of the reservoir has changed a lot,the heterogeneity ismore serious than that in the early stage of development,and the difficulty of mining has graduallyincreased.On the basis of current oilfield data and reservoir cores,through sample cluster analysisand core displacement experiments,this paper studies the distribution of reservoir physical proper-ties,the oil-water displacement efficiency and its influencing factors.As a result,the developmentresearchers of the oil field can grasp the development of remaining oil reserves from an overall view,the study provides a scientific basis for subsequent development plan designs,the adjustment of wellpattern and deployment of infill wells.Key words:reservoir physical properties;cluster analysis;displacement experiment;oil-water dis-placement efficiency基金项目:承德和合众创空间创新创业项目(基于微波辐射破乳的老化油脱水装置):CGX2021KMP0039收稿日期:2022-03-17第一作者简介:朱晓斌(1989-),男,蒙古族,河北承德人,工程师,主要从事海洋石油 QHSE 管理、海洋石油建造项目管理,E-mail:519877975 。东北 X 油田 P 油层的沉积环境为陆相浅水三角洲沉积,从南到北发育三角洲平原-内前缘-外前缘亚相下控制的砂体,砂体非均质性强。随着开发时间的推移,目前已进入中高含水期开发阶段,储层经过长期水洗,剩余油分布越来越零散,储层微观孔隙结构变化较大,其非均质性相较开发初期更加严DOI:10.13377/ki.jcpc.2023.02.013承德石油高等专科学校学报2023 年第 25 卷第 2 期重,使得开采难度逐渐增加,措施调整难度也越来越大1-2。从总体上看,采出程度不高,不足 60%,孔隙中仍有大量的残余油可进一步发掘。通过对已有样本的聚类分析、大量的取心和室内实验,研究分析不同沉积微相和微观孔隙结构下的物性特征,组织开展高含水后期水驱油效率和剩余油分布规律研究,有利于制定针对性的开发和调整措施,从而提高油田采收率。1储层物性特征1.1储层沉积微相物性分布特征该油层分布范围广,虽然整体属于浅水三角洲沉积,但不同地区仍然有亚相和微相的不同,沉积特征和储层物性分布受相带影响较大。从各亚相的物性分布特征看(见图 1),其物性的平均值有所不同,从孔隙度平均值看,内前缘的平均孔隙度 21.23%,分流平原 21.02%,二者的平均孔隙度值比较接近,外前缘为 18.75%,在三种亚相中最低。从三种亚相的平均渗透率值看,分流平原 内前缘 外前缘,分别为 171.62 10-3、138.32 10-3和72.31 10-3m2。从各亚相下的微相及其平均物性参数值(见表 1)看,不同微相的平均孔隙度和平均渗透率也有所不同。分流平原亚相中,主体河道物性最好,主体厚层河间砂次之,后面依次为主体薄层河间砂、非主体表 1不同沉积微相物性分布特征及规律亚相微相孔隙度变化趋势渗透率变化趋势分流平原主体河道22.81主体厚层河间砂21.07主体薄层河间砂19.78非主体河道17.07非主体河间砂16.19高低239.7757.5034.2422.0016.66高低内前缘主体河道22.40主体厚层河间砂20.40非主体河道20.20主体薄层河间砂19.10非主体河间砂17.29高低187.4978.8031.2520.6318.34高低外前缘主体残留河道20.78主体厚层席状砂19.61主体薄层席状砂18.68非主体残留河道17.54非主体席状砂16.55高低165.2741.8121.4021.1620.20高低04朱晓斌,等:东北 X 油田 P 油层水驱油效率及影响因素分析河道和非主体河间砂;内前缘亚相中,也是主体河道物性最好,主体厚层河间砂次之,后面依次为非主体河道、主体薄层河间砂和非主体河间砂;外前缘亚相中,物性从好到坏依次为:主体残留河道、主体厚层席状砂、主体薄层席状砂、非主体残留河道、非主体席状砂3。对所有亚相下的微相类型按照主体和非主体分别进行统计后,主要微相孔隙度及渗透率分布特征如图 2 所示,物性排名依次为:主体河道物性、主体厚层河间砂/席状砂、非主体河道、主体薄层河间砂/席状砂、非主体河间砂/席状砂。1.2储层微观孔隙结构分类共挑选整理 502 个样本,对样本数据中的平均孔隙半径、相对分选系数、渗透率、孔隙半径中值和特征结构参数等 5 个参数进行聚类分析4-5。利用 SPSS 软件,最终将储层孔隙结构类型划分为五类,即类、类、类、类、类。通过聚类分析获得了各类储层孔隙结构参数所占的比例(见图 3)、凝聚点及变化趋势(见图 4)。据上述结果看,类孔隙结构样品的渗透率平均值达到了 720.975 10-3m2,样品分布较少,但渗透性最好;类孔隙结构样品的平均渗透率为 388.7 10-3m2,属于中渗范围,是较好储层,样品数量也较少,说明该油层好储层发育的规模较小;类孔隙结构样品占20%左右,平均渗透率为 191.112 10-3m2,属于中渗层;类孔隙结构样品占 30%,平均渗透率为50.664 10-3m2,属于中渗-低渗的范围,储层品质中等偏差,类和类样品数量较多,占总样品的一半。类孔隙结构样品超过了样品总数的 35%,样品平均渗透率为 1.912 10-3m2,属于低渗-特低渗范围,是较差储层。因此,该油层的孔隙结构整体表现为中等偏差。14承德石油高等专科学校学报2023 年第 25 卷第 2 期2水驱油效率分析水驱油效率是东北 X 油田 P 油层注水开发的重要指标,为测定最终水驱油效率,本次共进行了 68块岩心的驱替实验研究。通过研究不同沉积微相和微观孔隙结构水驱油效率,确定储层剩余油的分布情况,以便更好地挖掘开采潜力。2.1不同沉积微相水驱油效率分析沉积微相是储层沉积体系最基础的单元,也是控制储层的平面、剖面及空间展布特征的最基础单元。在油田开发的不同阶段,储层沉积微相的研究占据非常重要的作用,特别是油田开发的中后期,进行沉积微相水驱油效率分析,分析最终残余油分布及驱油效率,为油田的下步开发及稳油控水提供了有力依据6。通过研究,可划分为四大沉积微相:第一类是主体河道砂/残留河道砂,第二类是主体厚层河间砂/席状砂,第三类 是 主 体 薄 层 河 间砂/席状砂,而其他非主体微相统计为第四类。从 不 同 微 相 类 型(见表 2)来看,物性和微观孔隙结构最差的是其他表 2不同沉积微相物性参数及驱油效率表沉积微相主体河道砂/残留河道砂主体厚层河间砂/席状砂主体薄层河间砂/席状砂其他非主体微相孔隙度/%21.9321.4218.9318.58空气 K/md216.2756.5111.496.96油相 K/md104.9125.214.661.76无水驱油效率/%27.2124.3928.1014.72含水 98%时驱油效率/%44.2940.9938.9732.40最终驱油效率/%53.1948.3647.0138.76非主体微相,然后是主体薄层河间砂/席状砂,然后是主体厚层河间砂/席状砂,最好的是主体河道/主体残留河道。根据水驱油实验数据的统计分析(见表 2、图 5),在 P 油层开发中后期,在含水达到 98%时,主体河道砂/残留河道砂的驱油效率最高,达到了 44.29%,逐次是主体厚层河间砂/席状砂驱油效率 40.99%、主体薄层河间砂/席状砂驱油效率 38.97%、其他非主体微相驱油效率 32.40%;而最终驱油效率分析显示,驱油效果最好的是主体河道砂/残留河道砂,驱油效率为 53.19%,逐次是主体厚层河间砂/席状砂驱油效率 48.36%、主体薄层河间砂/席状砂驱油效率 47.01%,最后是其他非主体微相,效率为 38.76%。24朱晓斌,等:东北 X 油田 P 油层水驱油效率及影响因素分析结合各类微相的物性参数与驱油效率分析,驱油效率随着储层物性变差而变小。该油层随着微相孔隙的变差而渗透性变差,进而水驱油效率变差,反之亦然,所以在后期开发调整中重点开发物性较差的沉积微相,有利于产量的增加。2.2不同微观孔隙结构水驱油效率分析微观孔隙结构对剩余油的影响随着注水时期的不同而影响程度不同。随着开发程度的深入,不同微观孔隙结构的水驱油效率也会发生变化,所以研究不同微观孔隙结构的水驱油效率对后期开发采取对应措施提供了基础依据7-8。根据微观孔隙分类方法,如表 3 所示,类 类孔隙类型的物性依次变差。表 3不同微观孔隙结构的物性参数及水驱油效率表孔隙结构类型孔隙度/%23.6723.5421.5720.2318.57空气 K/md589.73310.77118.6331.546.97油相 K/md287.22153.6556.1613.122.07无水驱油效率/%24.1728.6128.4823.7315.36含水 98%时驱油效率/%46.9244.4343.8940.9634.24最终驱油效率/%56.6753.8452.0449.0741.34根据对该油层的水驱油实验数据统计分析(见图 6),在开发中后期,类 类微观孔隙结构的水驱油效率不断降低,呈现阶梯状。类、类微观孔隙结构的水驱油效率均未超过 50%,仍有大量原油残留在储层中,在后续的开发中应作为重点开发对象。3水驱油影响因素分析对于注水开发油田,最终水驱油效率体现了油田的开发程度,体现了剩余油的可开采潜力,对下一步的开发决策调整尤为重要,所以,分析水驱油效率的影响因素显得尤为重要,其因素从内部和外部两方面进行分析,包括孔隙度、润湿性、注水速度、黏度等指标。3.1内在因素1)微观孔隙结构特征平均孔隙半径是微观孔隙结构特征的重要指标,可宏观表现出岩石的孔隙渗透率好坏、孔隙度的大小,公式(1)是高才尼公式,从中可以看出,渗透率与孔隙半径和孔隙度呈正相关,随着数值的变大而变好。K=1015r282(1)2)岩石孔隙度孔隙度的大小直接影响了驱油效率的高低,从图 7 孔隙度与驱油效率曲线可知,孔隙度普遍分布在15%-27%,驱油效率随孔隙度变大而提高,随孔隙度变小而降低。3)空气渗透率空气渗透率与驱油效率的拟合曲线如图 8 所示。从图 8 可知,驱油效率随着孔隙渗透率的增大而提高,随着孔隙渗透率的减小而降低。4)润湿性岩石的润湿性随着注水累积时间的增长而发生变化,是水驱油效率在注水后期最主要的影响因素。通过行业内长期研究得知,水驱油效率在亲水储层中更高,在亲油储层中较差。5)储层非均质性储层非均质性表征了储层层间、层内及平面上物性的整体分布情况,对油藏开发效果具有重要的影34承德石油高等专科学校学报2023 年第 25 卷第 2 期响,它直接影响着油藏的驱油效率和最终采收率。据研究表明,水驱油效率与储层非均质性呈负相关关系,随着非均质性的变强而降低9。6)毛管数毛管数是从力的角度研究驱油效率的特征指标,是影响水驱油效率不可忽视的重要因素10,毛管数超过特定数值之前,水驱油效率与毛管数呈正相关关系,同向变化。3.2外在因素1)注水倍数样品驱油效率、可动剩余油饱和度与孔隙体积倍数的关系如图 9 所示。从图 9 可以看出,本储层随着注水量的增加,在注水倍数小于 5 倍时,水驱油效率增加迅速(从 20%增加到 50%),但到后期,增幅很小。这也与其他注水油田表现一致,注水开采在期初是非常有效的,随着时间的推移,价值越来越低。2)注水速度在相同注水倍数下,总体表现为水驱油效率随着驱替速度的增大而提高,但水速度变化会引起驱油效率的波动。3)油水黏度比在储层空气渗透率和含水率一定的情况下,水驱油效率类最高,类最低,随着油水黏度比的增加,驱油效率变化较快,同时不断降低(见图 10)。提高驱油效率可以从改变油水黏度出发,通过化学驱、热力等采油,来改变油水黏度比以达到增大驱油效率的目的11。4)注水水质注水水质是影响驱油效率的因素,在一定含水率下,驱油效率随着注水水质适应程度的增加而增大;同时,在一定的水质适应程度系数下,驱油效率随着含水率的增加而提高。5)注入压力注入压力对驱油效率的影响分为无水期和含水期,在无水期,驱油效率总体随注水压力的增加而逐44朱晓斌,等:东北 X 油田 P 油层水驱油效率及影响因素分析渐下降;在含水期,在达到最佳注水压力之前,随着注水压力的增加,驱油效率不断增加,在达到最佳注水压力之后,又不断下降。由此可见,注入压力并不是越高越好,这对油田注水开发具有很大的指导意义。4结论1)通过此次研究发现,沉积微相中主体河道砂/残留河道砂的水驱油效率最高,达到了 53.19%;微观孔隙分类中,类微观孔隙结构的水驱油效率 56.67%,效率最高;微观孔隙类型类 类的物性依次变差,但所占比例依次升高,其中类样品数量占比超过 35%。说明该油层孔隙结构整体表现为中等偏差。2)从不同沉积微相和不同微观孔隙结构两个方面对水驱油效率研究可以发现,储层物性越好,水驱油效率越高;另外,该油层开发中后期,类、类微观孔隙结构的水驱油效率均未超过 50%,仍有大量原油残留在储层中。所以,该油层在后续开采中,物性较差的储层应作为重点开发对象。3)水驱油效率影响因素的研究主要是通过水驱油实验所得,研究表明在不同的油藏和储层条件下,驱油效率的影响因素不同,孔隙结构、润湿性、注入倍数、油水黏度比、毛管数、注入压力等主要因素对驱油效率影响较大。参考文献:1陈楠.基于高含水期油田水驱特征的相渗曲线计算方法J.石油化工应用,2021,40(5):23-27.2张莉,岳湘安,王友启.特高含水后期提高采收率物理模拟实验J.石油钻采工艺,2020,42(3):363-368.3王凯,狄翔,郭雨嘉.鄂尔多斯盆地东南部上古生界石盒子组盒 8 段致密砂岩储层微观孔隙结构特征及储层控制因素分析J.辽宁化工,2021,50(12):1860-1864.4汪新光,张冲,张辉,等.基于微观孔隙结构的低渗透砂岩储层分类评价J.地质科技通报,2021,40(4):93-103.5吕卫平,张晓梅.基于 SPSS 的聚类分析应用J.福建电脑,2013,29(9):20-23.6孙恩慧,张东,郭敬民,等.底水油藏特高含水期认识剩余油潜力的新方法J.承德石油高等专科学校学报,2021,23(4):26-30,83.7王桐.鄂尔多斯盆地吴起地区长 6 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