特高含水后期提高采收率机理及潜力方向探讨

特高含水后期提高采收率机理及潜力方向探讨王端平2015年7月胜坨油田1966--1989年24年走过了低、中、高三个含水阶段，采出程度25.3%；1990年进入特高含水期(含水91.2%），到2013年又走过24年，含水只有95.7%，采出程度36.5%。埕东油田埕4块含水95%之后又开发了20年，含水已达98.8%，采出程度从54.6%提高到了66.2%，单井日油仍有2.3吨。传统含水阶段划分：20%低含水---60%中含水---90%高含水90%特高含水含水90%之后作为一个开发阶段时间太长定义含水95%以后水驱特征、规律发生变化含水大于90%为特高含水期95%之前为特高含水前期95%之后为特高含水后期0.11101000.20.50.8累积产水率采出程度大模型（20*20*5cm）上翘甲型水驱特征曲线典型单元甲型水驱曲线含水%96.398.096.897.0孤东七区西52+3胜二区沙二83-5孤东八区馆5-6孤东八区馆3-4定位胜利油区含水率大于95%的井数已占全油区的32.5%，日产液量占全油区的65.7%，产油量为1.27×104t/d，占全油区的16.4%。(中石化储量19亿吨，产量725万吨，占16.5%）平均含水率为97.9%，按含水率98%为极限含水率的传统观点，已处近废弃状态。定位在即将废弃，就会从井网层系、技术攻关、维护管理等全方位加速其废弃；定位在还有相当长的经济开发阶段，就会立足长远、持续攻关，使其经济寿命期不断延长。水驱理论采收率？剩余油分布规律？开发思路和方向？定向一、水驱理论采收率的探讨二、特高含水后期水驱开发特征五、特高含水后期开发方式及方法研究目录六、特高含水后期水驱开发单元调整实例三、剩余油分布规律的宏观定位四、提高油藏描述的针对性和实用性采收率:ER=ED×EV理论采收率oioroidSSSE驱油效率Ed驱油效率Ev波及系数波及系数:EV=EA×EZEA平面波及系数EZ纵向波及系数一、水驱理论采收率的探讨Soi原始含油饱和度Sor残余油饱和度0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.00.00.20.40.60.81.0含水饱和度相对渗透率0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.00.00.20.40.60.81.0含水饱和度相对渗透率相渗曲线实验中注水倍数30—50，采用按尾端数据点趋势外推至截止值求取残余油饱和度，计算的水驱油效率一般在45%-60%。1、驱油效率的讨论oioroidSSSE一、水驱理论采收率的探讨00.20.40.60.8100.20.40.60.81KrSw1000PV相渗拐点一、水驱理论采收率的探讨1、驱油效率的讨论注入倍数增大，驱油效率增大；在高注入倍数下，水驱可以获得较高的驱油效率。注入倍数-驱油效率关系曲线00.20.40.60.8102004006008001000驱油效率注入倍数，PV1000PV，76.7%一维柱状岩心（2.5cm×5cm）一、水驱理论采收率的探讨1、驱油效率的讨论需要讨论室内试验标准和经济界限按环形条带宽度8厘米，当整个油藏区域的注水倍数为2时，环形条带的过水倍数最小2250倍，最大2249997倍，平均233411倍，要远大于室内实验过水倍数。图7环形带划分示意图进口出口300米=30000厘米5厘米123600059995998编号过水倍数599959981236000注水倍数与过水倍数一、水驱理论采收率的探讨水驱是一个不断扩大波及系数，降低剩余油饱和度，使其向残余油饱和度趋近的过程。在此过程中某一时刻的剩余油饱和度所对应的采油量与原始油量的比值定义为驱替程度，当剩余油饱和度等于残余油饱和度时，驱替程度即为驱油效率。驱油效率与驱替程度oioroidSSSE驱油效率oiooidSSSR驱替程度一、水驱理论采收率的探讨2、波及系数的讨论一、水驱理论采收率的探讨oiorssoissRSAhShAShAE传统理论采收率oioroiss)(SAhSShADzAEEE2、波及系数的讨论一、水驱理论采收率的探讨RE传统理论采收率DzAEEEoioroidSSSE在油藏特征和开发方式确定的情况下，由驱油效率定义可知，驱油效率也是确定的。若水驱开发方式不变，提高采收率的途径就是提高水驱波及系数或水驱波及体积。特高含水期，平面上处处含水、纵向上层层含水，即平面波及系数和纵向波及系数均接近1，如何再提高波及系数？如何再提高采收率？压汞实验表明，随着注入压力不断增大，水银会不断进入较小的孔隙。试验检测一、水驱理论采收率的探讨典型压汞曲线核磁共振检测显示，随着注水倍数增加，孔隙波及范围不断增大，剩余油分布范围随之变小。0100020003000400050006000700080001112131415161718191Ri，μm信号幅度饱和油水驱50PV水驱100PV水驱200PV剩余油分布范围0100020003000400050006000700080001112131415161718191Ri，μm信号幅度饱和油水驱50PV水驱100PV水驱200PV剩余油分布范围核磁共振资料显示的岩石孔隙波及特征试验检测一、水驱理论采收率的探讨微观驱油条件下的岩石孔隙波及特征可视化微观驱油实验显示，已波及孔隙的波及程度在不断变大，直至达到残余油饱和度为止。试验检测一、水驱理论采收率的探讨分析可知，驱替过程实际上是孔隙波及程度不断增大的过程。一方面，一些在小驱替动力和小注水倍数条件下无法波及的孔隙，随着驱替动力和注水倍数的增加，也会进一步被波及而参与渗流；另一方面，随着驱替剂的继续注入，已波及孔隙的波及范围在不断变大。一、水驱理论采收率的探讨传统的体积波及系数定义为平面波及系数与纵向波及系数的乘积，没有反映驱替过程中的孔隙波及变化特征，因而体积波及系数中应引入孔隙波及系数一、水驱理论采收率的探讨孔隙波及系数的定义假设油藏为均质油藏并且刚性水驱。令油藏的含油面积为A，有效厚度为h，有效孔隙度为，原始含油饱和度为oiS，则油藏的原始含油体积oiV为oioiShAV(1))(ooissopSShAV(2)令油藏水驱波及区内的波及面积为As,波及厚度为hs,剩余油饱和度为So,则采出的原油体积（地下）Vop一、水驱理论采收率的探讨(4)(5)oiooissoiopR)(ShASShAVVEoioroioroiooizAoiooizARSSSSSSSEESSSEEE(3))()(oroiooiφSSSSEoioroidSSSE(6)孔隙波及系数oiSorSoS原始含油饱和度残余油饱和度为剩余油饱和度为)()(oroiooiφSSSSE孔隙波及系数一、水驱理论采收率的探讨上式可以看出，孔隙波及系数越大，则剩余油饱和度越低，当孔隙波及系数趋近于1时，剩余油饱和度趋近于残余油饱和度，所以在水驱过程中应努力扩大孔隙波及系数，从而降低剩余油饱和度，达到提高采收率的目的。dφzAREEEEE3、新的理论采收率公式在水驱开发特高含水后期，即使平面上处处见水、纵向上层层见水，即平面波及系数、纵向波及系数达到较高水平甚至接近1以后，还可以通过改变液流方向、增大注水压差、增大注水倍数等方式，使未波及到的孔道被波及，使已波及孔道的波及范围更大，从而扩大孔隙波及系数达到提高采收率的目的。增大孔隙波及系数是特高含水后期提高水驱采收率的主要方向，这是一个漫长的开发阶段，更是一个技术上和经济上具有挑战性的阶段。一、水驱理论采收率的探讨dφzAREEEEE理论采收率－－强调指导性，不要绝对化一、水驱理论采收率的探讨oiSorSoS原始含油饱和度残余油饱和度剩余油饱和度EA平面波及系数Ed驱油效率EZ纵向波及系数Ｒd驱替程度一、水驱理论采收率的探讨二、特高含水后期水驱开发特征五、特高含水后期开发方式及方法研究目录三、剩余油分布规律的宏观定位四、提高油藏描述的针对性和实用性六、特高含水后期水驱开发单元调整实例1、特高含水后期水驱特征曲线出现新变化00.20.40.60.8102004006008001000驱油效率注入倍数，PV1000PV，76.7%一维柱状岩心（2.5cm×5cm）1000PV驱油效率曲线甲型水驱特征曲线（1）高注入倍数下，水驱可以取得较高的驱油效率；但在特高含水后期水驱特征曲线出现上翘，“拐点”之后耗水量急剧增加拐点之前驱油效率53.6%，消耗的水量占2%，时间占11%；拐点之后驱油效率23.1%，消耗的水量占98%，时间占89%。二、特高含水后期水驱开发特征0.11101001000100001357累积产水量，ml累积油量，ml21PV，fw=98.2%驱油效率53.6%剩余油饱和度29%发生上翘（2）特高含水后期水驱特征曲线上翘是一个普遍规律，“拐点”之后水驱进入一个新阶段—水油比急剧增加的非线性高耗水阶段0.111010010001000023456水油比累积油量，ml乙型水驱特征曲线拐点出现时机主要参数岩心试验可视为均质理想条件，其水驱特征曲线拐点对应数据可作为水驱开发经济界限的研究依据。拐点时机范围值平均值驱替倍数17.7-20.118.3含水率97.5-98.7%98.1%驱油效率47.5-55.6%52.1%剩余油饱和度31.1-35.6%33.9%（124组高倍数水驱试验）二、特高含水后期水驱开发特征（3）“拐点”之后的特高含水后期，水驱特征曲线传统直线方程已不适用，需进行修改水驱特征出现拐点之后，若仍采用直线方程预测，就会造成预测采收率虚高孤东七区西54-61注水区上翘段标定采收率3.53.63.73.8420470520lg(Wp)Np含水率99%时传统方法预测采收率49.8%改进方法预测采收率42.1%改进方法传统方法乙型水驱特征曲线pDNpCeBNAWOR)lg(pBNAWOR)lg(pDNpCeBNAWp)lg(pBNAWp)lg(甲型水驱特征曲线改进改进开发现状：含水97.7%，采出程度37.7%二、特高含水后期水驱开发特征（1）高水驱倍数下残余油饱和度更低，但水相渗透率急剧增加坨2-0-斜检313井岩芯1000PV相渗曲线1000PV与50PV相渗对比：残余油饱和度：从31.9%降低到23.2%，降低了8.7个百分点。驱油效率：从60.1%提高到70.8%，提高了10.7个百分点；水油相对渗透率比值：从400倍增至8000倍以上，耗水量急剧增加。0.00.20.40.60.81.000.20.40.60.8Kro/KrwSwKro50PV1000PV二、特高含水后期水驱开发特征2、特高含水后期两相渗流规律出现新变化1101001000100000.20.40.60.81累积产水量，mlSw0.0010.11010000.20.40.60.81Kro/KrwSw00.20.40.60.8100.20.40.60.81KrSw1000PV相渗拐点2、特高含水后期两相渗流规律出现新变化（2）油水相渗比值曲线出现“拐点”，该点与水驱特征曲线上翘点一致，两者是因果关系二、特高含水后期水驱开发特征（3）原相渗曲线试验标准对特高含水后期已不适应，需进行修改或技术处理特高含水后期需要实验室做高过水倍数相渗曲线，原相渗标准需要修改完善；根据124组高倍相渗实验结果，对下弯段进行回归，建立了高倍相渗预测模型。00.20.40.60.8100.20.40.60.81KrSw1000PV相渗-2-1.5-1-0.500.511.50.450.550.650.750.85实验数据新方法拟合数据Lg(Kro/Krw)Sw中高含水阶段线性特高含水阶段非线性wrwrobSaKKL)(growrwKLg=2ln(a-bS)K预测模型50PV相渗二、特高含水后期水驱开发特征岩心并联水驱油实验K=3042mDK=2141mDK=1035mD