石洪福 徐中波 王鑫朋
中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院, 天津 300459
现阶段渤海主力水驱稠油油田都已进入了高含水期,平均综合含水率已超过80%。高含水期是稠油油田的重要采油阶段,大部分可采储量在这个阶段采出。一方面海上油田执行“少井高产,高速高效”[1-5]开发的技术政策,追求平台有效期内最大采收率;另一方面高含水期油井放大生产压差进行有效提液可以提高纵向油层动用程度,减缓层间干扰,因此提液是海上稠油油藏高含水期最重要的稳产手段。
近年,从渤海稠油油田大泵提液的实际生产效果来看,大部分井表现出提液后含水稳定甚至下降的特征,并出现采液强度和采油强度提高,产量递减减缓的现象。这也进一步证实提液是水驱稠油油藏开发中后期保持稳产,提高阶段采出程度的有效开发模式。但是,对于强化提液对最终开发效果及最终采收率有什么影响,专家学者一直存在不同看法[6-13]。业界通常利用油田现场开发资料的总结和室内物理模拟实验来研究提液,但是对于驱替速度、压力梯度与采收率之间的定量关系还没有统一的定论,也缺乏较为深入系统的分析和相关理论基础[14-17]。本课题首先从微观层面切入,利用网络模拟方法,对提液改善水驱开发效果的机理进行了研究。然后将微观模拟得到的“相渗时变”输入数模模型,较好拟合了生产动态,进一步证实了本文提出新方法的合理性。
目前渗流力学和数值模拟均属于宏观层面的研究,无法刻画微观非均质性对提液效果的影响。填砂管模型、人造岩心、大型平面模型和天然岩心等物理模拟实验,已成为人们研究驱油机理以及各种驱油剂驱油效果影响因素的主要手段之一,并已取得了令人满意的研究成果。但是实验手段的成本较高,限制条件要求较多。自从Fatt I提出网络模型以来,经过众多专家学者的不断发展,网络模拟已成为研究储层岩石微观结构与渗流特性的重要手段[18-20]。本文利用网络模拟的手段,研究改变驱替压力梯度后多孔介质渗流特征和驱油效果的变化,以此分析总结提液改善开发效果的微观机理。
1.1 网络模型的构建及水驱油过程
网络模型利用截面形状为任意三角形、正方形或者圆形的柱体互相连接所组成的空间网络来代表真实多孔介质复杂的孔隙和喉道空间。通过模拟流体在这些几何体中的流动过程近似代替流体在真实多孔介质中的流动。目前网络模型的建立方法主要包括基于真实岩心或者岩心切片的数字岩心生成方法和基于分布函数的随机网络模型建立方法。为了理论研究的方便,本文采用随机网络模型。
在初始时刻,整个模型空间被水充满,呈强水湿,用油驱替网络中的水,用来模拟原油运移形成油藏的过程。在驱替过程完成后,截面带有角的孔隙通常都是孔隙中央含有非润湿相(油相),而角落则被润湿相(水相)所占据。油驱水完成后,再进行水驱油的模拟,这一过程即为吸吮过程。该过程可以用来模拟油田现场注水开发过程。
1.2 微观渗流机理
在渗流过程中,驱替流体能否进入孔隙或喉道取决于孔隙或喉道的毛管力,只有当驱替压力大于该毛管力时,驱替相才能进入孔隙或喉道中驱替被驱替相,而一个孔隙或喉道的毛管力取决于孔隙中流体分布状态以及驱替过程。
Lenormand R等人[4]基于毛管力归纳了3种类型的驱油机制，分别是活塞式驱替，孔隙体填充和卡断式驱替,见图1。
a)活塞式驱替a)Piston displacement
活塞式驱替是指孔喉中的油被相邻孔喉中的水驱替的过程。这种驱替方式在模型中最为普遍,驱油效率最高。
孔隙体填充是仅仅发生在孔隙中的一种驱替方式。对于一个配位数为m的孔隙体,可能出现m-1种不同填充模式。该种驱替方式的驱油效率小于活塞式驱替的驱油效率。
卡断是由于处在角落的水膨胀后与其他角落中的水相遇,从而使孔喉很快被水填充的过程。卡断式驱替的驱油效率最低。卡断式驱替通常发生在毛管力变化的情况下。通常有两种情况:一是两个油水界面同时往中央运动,两界面相碰发生碰撞;二是处于最小角的油水界面移动到最大角处发生卡断。
1.3 压力梯度对微观水驱油的影响
网络模型可以定量地表征每一个孔隙或喉道中流体的分布及其变化情况,可以研究在不同驱替压力梯度下油水两相微观渗流过程的变化,对不同驱替压力梯度下的驱油效果进行对比。从模拟结果来看,增加驱替压力梯度后,微观驱替特征的变化主要体现在以下两个方面。
一方面,增加驱替压力梯度能够克服细小孔喉中的毛管力,水可以进入到原先不能进入的孔喉中将其中的原油驱替出来,扩大微观上的波及范围,有效动用细小孔喉中的剩余油,提高模型动用程度。随驱替压力梯度的增加,被驱替的孔喉所占比例也随之增加,有更多的孔喉被水相占据,使活塞式驱替发生的概率增加。
另一方面,网络模型中相互连通的孔隙与喉道半径大小不同,某一流动通道中的毛管力因为喉道的突然收缩而增大,流动速度降低,流体出现了跳跃前进的现象。增加驱替压力梯度可以克服因为喉道突然收缩产生的贾敏效应,从而更有效地驱替原油。
驱替过程中,活塞式驱替、孔隙体填充和卡断式驱替三种渗流方式发生的顺序和比例决定了驱替效果的好坏及相渗曲线的形状。随着驱替压力梯度的增加,在被驱替的孔喉中,活塞式驱替所占的比例增加,孔隙体填充所占的比例变化不大,卡断式驱替所占的比例减少。可见,随着驱替压力梯度的增大,活塞式驱替发生的几率增大,卡断式驱替发生的比例减小,见表1。
表1 驱替压力梯度对驱替效果的影响表
对同一模型,在其两端施加不同的驱替压差进行模拟,就可得到对应不同的驱替压力梯度的相渗曲线,见图2-a)。从图2-a)中可以看出,在相同的孔隙结构及润湿性的条件下,随着驱替压力梯度的增加,油相和水相渗透率均有所增大,两相共流区增大,残余油饱和度减小。根据得到的不同驱替压力梯度下的相渗曲线,可以计算出驱油效率随着驱替压力梯度的变化,见图2-b)。从图2-b)中可以看出,随着驱替压力梯度的增加,驱油效率也有所增加。说明提高驱替压力梯度后,模型的整体驱油效果变好,当驱替压力梯度增加到一定程度时,驱油效率的增加变缓,提高幅度有限。
a)相渗曲线a)Relative permeability curves
微观网络模拟表明提液措施的有效性主要体现在放大了生产压差,通过放大压差使位于小孔吼中的原油参与流动,扩大了微观波及范围,从而提高了洗油效率。由于波及系数提高,生产井含水表现出下降的特征,中长期表现出油藏采收率得到提高的现象。常规数值模拟中,提液放大压差基本不影响最终采收率,主要原因是未考虑提液后相渗的变化,笔者将微观模拟得到的不同驱替压力梯度下相渗曲线应用到数值模拟中来表征宏观生产现象和采收率的提高[21-22]。
提液之后,油藏驱替压力梯度发生变化,相渗曲线也随之发生了改变,则提液后开发指标的计算应当采用变化后的相渗曲线。考虑到实际生产中各生产指标的变化是平缓过渡的,提液前后直接采用不同的相渗曲线计算的指标变化是跳跃的,不能反映实际情况。所以根据对应的提液措施,利用网络模拟计算产生一条反映驱替压力梯度变化情况下的相对渗透率曲线(相渗时变),以此为基础来进行开发指标的计算和提液措施的评价。
已知某油田原油的地下黏度为80 mPa·s,水的地下黏度为0.5 mPa·s,在含水率达到75%时提液,驱替压力梯度从0.002 MPa/cm增大到0.003 MPa/cm,提液前后油水相渗数据和含水上升曲线见图3。
图3 提液前后相渗曲线和含水上升曲线图Fig.3 Relative permeability and water cut increasing curves before and after the enhanced liquid
根据微观模拟结果可以看出,提液后增加了驱替压力梯度,扩大了微观上的波及范围,在相渗曲线上表现出两相区的范围变宽,残余油饱和度降低。为实现宏观和微观之间的转化,在宏观数值模拟采用了微观模拟的变形相渗,从结果可以看出当含水率在75%左右时提液后含水率出现小幅下降,最终采收率从42%提高到45%,见图4。这是由于提液后相渗变化,也是微观波及系数提高的宏观体现,根本原因在于小孔隙中的毛管力较大，常规生产无法动用，提液后原油的驱动力大于毛管力，从而得到了有效动用，使得含水率下降和最终采收率提高。
图4 提液前后含水与采出程度上升曲线图Fig.4 The curves of water cut increment vs recoveryfactor before and after the enhanced liquid
为进一步验证微观模拟理论和宏观数值模拟结果,以渤海某油田典型生产井D16为例分析,根据提液后生产动态表现验证了本文提出变形相渗方法的合理性。D16井日产液从185 m3增加到312 m3,生产压差从 1.7 MPa 提高到2.9 MPa,D16井含水率从92%降低到80%,日增油25 m3。提液后不但增油效果明显而且出现了含水率下降,预测可采储量和采收率可以增加。若采用初始相渗曲线则D16井很难拟合上提液后生产动态,若采用变形相渗则拟合效果较好。综合采用水驱曲线和数值模拟评价D16井提液效果,预计提液后井控储量采收率提高3%左右,这与定性分析和微观模拟结果相吻合。
基于网络模拟研究的结果分析了微观层面上提液措施的作用机理,进一步采用油田实际提液井实例验证新方法的可靠性。
1)微观模拟提高驱替压力梯度后,注入水可以进入部分原先不能进入的孔喉中驱替原油,提高了可动用孔喉级别,扩大了微观层面的波及范围。
2)提高驱替压力梯度后,宏观上表现为油水两相相对渗透率均有提高,两相共流区变大,残余油饱和度降低,驱油效率增加。
3)D16井采用相渗时变可以很好拟合实际提液井的生产动态,通过这种方式架起了微观宏观之间沟通的桥梁,提高了拟合精度,为提液后效果及指标预测提供了精确的指导。
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