凝析油回注油藏的渗流特征及对油田开发的影响

凝析油回注油藏的渗流特征及对油田开发的影响

0凝析油将回注到h西湖气田建成和开发后，从2000年11月1日到2001年1月5日，由于海床上的石油管道失败，平湖组的气井生产伴随着凝析油的产生。为了防止大量石油流入海洋，气井生产的凝析油由三维平面井回流给h。1油层及原油地层平湖油气田位于上海市南咀东南方向365km的东海大陆架上,区域构造位置处在东海陆架盆地西湖凹陷的西部保叔斜坡带中段,西靠平湖主断裂,东临三潭深凹,位于平湖组生油中心的西侧。自1980年勘探以来发现了多个局部构造,其中放鹤亭构造为平湖油气田主要的含油气构造。平湖油气田自上而下揭示的地层有:第四系东海群;上第三系的上新统三潭组和中新统的柳浪组、玉泉组及龙井组;下第三系的渐新统花港组、始新统平湖组以及下伏的八角亭组。其中平湖组和花港组为主要含油气层,主要含油气井段长1400m,是平湖油气田开发的主要目标。根据地质综合研究确定的标志层将花港组划分为8个砂层组34个小层,其中H放鹤亭构造花港组油层为一挤压褶皱背斜,背斜顶部平缓,两翼变陡,其中西翼、南翼陡于北翼、东翼。该区自平湖组至花港组是一个从海湾相至陆相转变的沉积环境,目的层花港组属水下辫状河沉积,物源来自西北部的海礁凸起。单层砂层厚度大,主要含油储集层段中均为块状砂岩,砂岩颗粒较粗,具正韵律特征。岩性以中砂岩为主(占53.3%),多属岩屑长石砂岩。孔隙类型主要是粒间孔和长石淋滤孔。属中渗、中孔型储层,储集潜力大,渗滤能力强,测试产能为高产油层。流体高压物性分析表明,花港组油层原油具有色浅、透明度高的轻质油特点。具体表现为:原油密度、粘度低,地层条件下原油相对密度为0.5523～0.7905,粘度为0.1689mPa·s～2.11mPa·s。花港组油层埋深较深,从2287m～2827m均有油层分布,油层井段长500m,油层厚度薄,最大57.3m/层(15层PH4),最小2.5m/层(1层PH1),一般在20m～50m。纵向上没有统一的油水界面,每一砂层组均有一至两个油水界面。油层的富集程度与构造、岩性有关,油藏受构造、断层及岩性的控制,但以构造控制为主。其中HH2凝析油回注对油藏水驱特性的影响为研究回注对今后生产动态的影响,室内试验以平湖油气田渐新统花港组H2砂层组为主要目的层,模拟试验条件最大限度地逼近生产实际。从凝析油回注对油藏表面性质、毛管压力特征、渗流特征和水驱动态的影响来评价凝析油回注的可行性等方面进行研究,为油藏数值模拟凝析油回注参数的优化和凝析油回注的决策提供试验依据。选用Ph4井花港组H2砂层组2306.62m～2322.13m的岩芯样品,制成一维模型。所选样品的孔隙度与渗透率具有较好的正相关关系,与H2油层的总体特征吻合,具有较好的代表性。共做渗流试验12块,其他试验6块。物理模拟所用地层油、凝析油、地层水都取自H2油层A3水平井的井口,均由试验室进行了详细分析。老化恢复试验温度近似于油层温度,考虑室内试验设备的承受能力,选值为75℃。试验研究设计了两种类型,即凝析油回注到纯油区及已经历过水驱的油层;回注方式选用了低强度、高强度和变强度3种方式。对凝析油回注前的润湿性、毛管压力、渗流特征和水驱动态,采用老化恢复的方法获取。试验流程采用行业标准。通过室内物理模拟实验研究,凝析油回注后对油藏表面性质、渗流特征及水驱动态的影响有:①对油藏表面性质的影响:凝析油回注不会改变油层原油亲水的特性,且回注后油层的亲水性略有增强。毛管压力试验表明,回注后最大含水饱和度变大,驱油效率提高;②对油层渗流特性的影响:a)油层的渗流能力(有效渗透率)对油层压力变化不敏感,在2MPa～10MPa压力变化范围内的最大变化幅度10%;b)回注凝析油后,油藏中油饱和度降低。因经历一次水驱后,油只能占据有限的大孔道,且由于凝析油的互溶作用使接近残余状态的部分地层油,回注后变成可动油,在二次水驱时参与流动,油藏中存在部分剩余凝析油,造成油藏含油饱和度的降低;c)凝析油回注后,由于在回注过程中凝析油可能顶替油层中部分残余油,因而油藏中剩余凝析油数量受凝析油回注速度和回注方式的影响,高速回注可使地层凝析油饱和度上升;d)凝析油回注到纯油区,其油相渗流能力不受影响;回注到水驱开发区,前期需要10倍无因次注入量的凝析油回注才能使油相渗流能力恢复到最大值(仍低于纯油区的油相渗透率),且高速注入可使油层恢复较高的渗流能力;不同的回注方式对油相渗流能力的恢复影响不大;e)凝析油回注后油水相渗曲线发生变化,表现在:共渗点右移,模型的亲水性加强;共渗点下移,最大水相相对渗透率值下降20%～30%(图1)。回注后,水相渗流能力有所下降,模型最大含水饱和度对应的水相相对渗透率最大值在回注后要下降15%左右;③对水驱动态的影响:无水期驱油效率平均提高17.8%;最终驱油效率提高到67.9%～80.7%;回注速度越高,凝析油与地层油的互溶作用减弱,剩余凝析油含油饱和度大,且最终驱油效率提高幅度减弱。3储层析成油反应的数值模拟研究3.1凝析油回注后模拟的地层模型根据平湖油气田花港组油藏的地质情况及油水分布特点,采用斯伦贝谢公司的ECLIPSE数模软件,建立油、气、水三维三相黑油模型,考虑流体运动中的重力和岩石毛管压力的双重影响。为了合理描述流体在井筒中的压力损失,运用该软件的垂向管流模拟功能VFP计算井筒压力降落。方程求解采用全隐式方法。油藏模拟的地质模型基于开发前9口井的测井、钻井取芯、试油试井、流体高压物性分析及工区40km在历史拟合确定的油藏静态地质模型的基础上,要将实验研究的成果反映到油藏流体渗流特性的变化上去,并进一步模拟研究凝析油回注。为此,模型应用了示踪剂跟踪和滞后效应两种模拟技术,对凝析油回注后的油藏流场的变化进行刻划。首先,根据实验结果中回注凝析油后油层油水相对渗透率曲线的变化情况,将原始的H3.2回注凝析油对相渗曲线的影响由于回注凝析油后油层的渗流特性发生变化,势必引起油井含水上升规律的变化。为此,模型对回注后的A3水平井射孔井段周围的网格节点的相对渗透率曲线更换,采用根据实验室研究成果调整后的相渗曲线,并将该曲线的束缚水饱和度值恢复到以前的状态,计算得到含水拟合曲线见图2。对比可见,相渗曲线调整前后计算的含水较为一致,曲线基本重合,但相渗曲线调整后的计算结果比调整前计算的结果更符合实际含水,这是由于回注凝析油后油饱和度降低、水饱和度增加使岩石的润湿性更偏向于亲水,使用原来的相渗曲线就不能合理反映这种渗流特征;但三者很快重合。由此可见,少量的凝析油回注所引起的井筒周围岩石流体渗流特征的变化虽然影响油井的含水,但对凝析油采出后的油井含水影响不大。另外,模型通过示踪剂的跟踪计量,得到回注凝析油的产出情况(图3)。油井恢复生产后,回注凝析油的产出量逐渐降低。在目前1.4×104凝析油回注强度与采液速度的关系4.1物理模拟实验研究表明,凝析油回注油层后增强了亲水油层的亲水特性,改变了油层渗流特征,油水相渗曲线的共渗点右移、下移,最大水相相对渗透率值下降20%～30%。4.2数值模拟研究均表明,凝析油回注到水驱开发区后,凝析油的回采周期与回注强度关系不大(在一定强度的采液速度下),且回注强度越大,回采后凝析由产量下降速度越快,相同时间内的回采比越小。4.3回注凝