單井井控地質(zhì)儲(chǔ)量定量評(píng)價(jià)新方法

黃冬梅 晏慶輝 雷 霄 宋智聰 葉 青

(中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司， 廣東 湛江 524057)

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單井井控地質(zhì)儲(chǔ)量定量評(píng)價(jià)新方法

黃冬梅 晏慶輝 雷 霄 宋智聰 葉 青

(中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司， 廣東 湛江 524057)

油田開(kāi)發(fā)進(jìn)入高含水期后，利用面積劈分等靜態(tài)方法研究單井井控地質(zhì)儲(chǔ)量難以反映其真實(shí)情況?；诒退?qū)特征曲線(xiàn)理論方面的研究成果，在深入分析出口端各含油飽和度內(nèi)在聯(lián)系的基礎(chǔ)上，建立了油井見(jiàn)水后井控區(qū)域內(nèi)油水兩相區(qū)平均含水飽和度新方程。通過(guò)聯(lián)立方程求解獲取了無(wú)因次注入孔隙體積倍數(shù)這一重要參數(shù)，從而提出了一種定量計(jì)算單井井控地質(zhì)儲(chǔ)量的新方法。新方法充分利用了累計(jì)產(chǎn)液量、含水率等生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，能夠反映單井開(kāi)發(fā)過(guò)程中井控地質(zhì)儲(chǔ)量的動(dòng)態(tài)變化。實(shí)例分析表明新方法計(jì)算結(jié)果合理、可靠。

砂巖油藏； 井控地質(zhì)儲(chǔ)量； 高含水期； 注入孔隙體積倍數(shù)

油田進(jìn)入高含水階段后，剩余油分布規(guī)律決定了油田調(diào)整挖潛的方向和對(duì)策。因此，剩余油分布規(guī)律的研究成了油田開(kāi)發(fā)后期研究工作的重中之重[1-4]。單井井控地質(zhì)儲(chǔ)量的定量計(jì)算是剩余油研究的重要方面，有利于縮小研究范圍，提高描述精度和準(zhǔn)確性。目前國(guó)內(nèi)學(xué)者對(duì)于開(kāi)發(fā)后期單井井控地質(zhì)儲(chǔ)量的計(jì)算主要利用三角網(wǎng)法進(jìn)行面積劈分，沒(méi)有充分利用生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料[5-7]。本次研究深入分析了油井見(jiàn)水后徑向剖面上各飽和度之間的數(shù)理關(guān)系，推導(dǎo)出了油水兩相區(qū)平均含水飽和度新方程，進(jìn)而提出了一種計(jì)算單井井控地質(zhì)儲(chǔ)量的新方法。該方法充分利用了生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，可以實(shí)現(xiàn)定量計(jì)算，且可操作性強(qiáng)，便于礦場(chǎng)推廣應(yīng)用。

1 新方法的建立

1.1 油水兩相區(qū)平均含水飽和度新方程

在注采平衡條件下，根據(jù)Buckley-Leverett的一維兩相水驅(qū)油非活塞式驅(qū)替理論，推導(dǎo)了丙型水驅(qū)特征曲線(xiàn)[8]，則有：

(1)

(2)

式中： Lp—— 累計(jì)產(chǎn)液量，104m3；

Np—— 累計(jì)產(chǎn)油量，104m3；

Vp—— 孔隙體積，104m3；

Soi—— 原始含油飽和度，%；

Soe—— 出口端含油飽和度，%；

Boi—— 原始地層原油體積系數(shù)；

Sof—— 原始可動(dòng)油飽和度，%；

NRL—— 極限可采儲(chǔ)量，104m3；

C —— 常數(shù)。

一維非活塞式水驅(qū)油示意圖見(jiàn)圖1。圖1 所示各飽和度之間存在以下關(guān)系：

(3)

Soi-Soe=Sof-Sofe

(4)

Sofe—— 出口端可動(dòng)油飽和度，%。

則累計(jì)產(chǎn)油量用可動(dòng)油飽和度表示為：

(5)

代入式(1)后整理得到：

(6)

將式(6)代入式(2)，得：

(7)

將式(7)展開(kāi)得到：

(8)

又由于Soe=1-Swe，Soi=1-Swc，Sof=1-Swc-Sor，故：

(9)

即：

(10)

式中： Sor—— 殘余油飽和度，%；

Swe—— 出口端含水飽和度，%；

Swc—— 束縛水含水飽和度，%；

從式(10)可以看出油井見(jiàn)水后兩相區(qū)平均含水飽和度是出口端含水飽和度的函數(shù)。

圖1 一維非活塞式水驅(qū)油示意圖(見(jiàn)水后)

由Welge方程[9]得：

(11)

將式(10)與式(11)聯(lián)立求解得到V′：

(Swe-Swc)]

(12)

式中：V′ —— 注入孔隙體積倍數(shù)，無(wú)因次。

忽略地層流體的壓縮性，則單井井控區(qū)域內(nèi)累計(jì)注入體積等于單井累計(jì)產(chǎn)出液量Lp。通過(guò)V′、Lp便可求出單井井控區(qū)域的孔隙體積：

(13)

確定了單井井控范圍內(nèi)的孔隙體積，根據(jù)容積法便可計(jì)算相應(yīng)的地質(zhì)儲(chǔ)量。單井井控地質(zhì)儲(chǔ)量可根據(jù)式(14)進(jìn)行計(jì)算：

N=Vp(1-Swc)Bo

(14)

式中： N —— 單井井控地質(zhì)儲(chǔ)量，104m3；

Bo—— 地層原油體積系數(shù)，無(wú)量綱。

2 實(shí)例分析

A油田是典型的海相疏松砂巖油藏，儲(chǔ)層巖性以中 — 細(xì)砂巖為主；平均孔隙度介于28.2%～34.1%，平均滲透率為(427.3～4 432.1)×10-3μm2，屬高孔、高滲儲(chǔ)層。該油田于2002年投產(chǎn)，共有生產(chǎn)井12口，目前地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度為61.0%，綜合含水率為84.3%，地層壓力系數(shù)為0.98。選取該油田所有在生產(chǎn)井進(jìn)行分析(見(jiàn)圖2)。A油田密閉取心巖心標(biāo)定的束縛水飽和度為33.1%，標(biāo)定的殘余油飽和度為13.1%。

圖2 A油田生產(chǎn)井井位分布圖

將12口井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)參數(shù)依次代入式(12)、式(13)，求得各單井井控區(qū)域內(nèi)的孔隙體積，根據(jù)式(14)即可求出各單井當(dāng)前井控地質(zhì)儲(chǔ)量(見(jiàn)表1)。從表1可以看出12口井井控地質(zhì)儲(chǔ)量合計(jì)1 001.0×104m3，與A油田當(dāng)前探明地質(zhì)儲(chǔ)量1 007.9×104m3非常接近，說(shuō)明該方法計(jì)算的井控地質(zhì)儲(chǔ)量可靠。

表1 A油田單井井控地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果

注：表中累計(jì)產(chǎn)液量和含水率測(cè)試時(shí)間均為2015年4月底

A10井為2002年投產(chǎn)的1口定向井，初期配產(chǎn)300 m3d，該井先后2次實(shí)施換大泵提液，分別于2005年5月提液100 m3d，2007年9月提液400 m3d，提液初期增油效果較好，如圖3所示。但是由于生產(chǎn)制度的改變，導(dǎo)致單井井控范圍發(fā)生了改變，因此A10井井控地質(zhì)儲(chǔ)量也發(fā)生了相應(yīng)的變化(見(jiàn)表2)。從計(jì)算結(jié)果分析：小幅提液對(duì)于單井波及范圍影響不大，對(duì)應(yīng)的措施有效期較短，只有303 d，且井控地質(zhì)儲(chǔ)量幾乎不變；后期大幅提液有效地?cái)U(kuò)大了波及范圍，遠(yuǎn)井地帶的剩余油得到了有效動(dòng)用，措施有效期持續(xù)了931 d，單井井控地質(zhì)儲(chǔ)量顯著增大。

圖3 A10井采油曲線(xiàn)

年月Lp∕104m3fw(Sw)∕%Sw∕%Vp∕104m3N∕104m32005∕0528．933．155．6131．383．82007∕1066．368．368．7132．084．22015∕04261．089．579．2204．9130．7

3 結(jié) 語(yǔ)

(1) 通過(guò)深入分析油井見(jiàn)水后出口端剖面上各

含油飽和度之間的數(shù)理關(guān)系，建立了單井高含水階段油水兩相區(qū)平均含水飽和度新方程。

(2) 將Welge方程與平均含水飽和度新方程聯(lián)立求解，獲得了注入孔隙體積倍數(shù)，從而提出了一種計(jì)算單井井控地質(zhì)儲(chǔ)量的新方法。實(shí)踐證明該方法計(jì)算結(jié)果合理、可靠。

(3) 新方法可操作性強(qiáng)，便于礦場(chǎng)推廣應(yīng)用，對(duì)高含水階段單井及油田開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)具有重要的指導(dǎo)意義。

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A New Method for Quantitative Assessment of Reserves Controlled by Single Well

HUANGDongmeiYANQinghuiLEIXiaoSONGZhicongYEQing

(CNOOC Zhanjiang Co. Ltd., Zhanjiang Guangdong 524057, China)

During the late stage of development, it was hard to evaluate the single-well-controlled reserves accurately with static methods, such as triangulation. Based on the previous achievements of type C water drive curve theory, and the analytical results about relationship among oil-saturations at the outlet end, a new average water-saturation equation in dual phase region was proposed creatively. Then the new average water-saturation was coupled with the Welge Equation to solve a key vector, pore volume multiplier of water injected, which was significant for quantitative assessment of reserves controlled by single well. The new method can be used to evaluate dynamic change of well controlled geological reserves, considering the production performance data, such as single well cumulative liquid output, water cut and so on. Case analysis proved that the new method was reasonable and reliable.

sandstone reservoir; well controlled geological reserves; high water-cut stage; pore volume multiplier of water injected

2016-02-22

中國(guó)海洋石油公司重大專(zhuān)項(xiàng)“海上在生產(chǎn)油氣田挖潛增效技術(shù)研究”(CNOOC-KJ125ZDXM06LTD03ZJ12)

黃冬梅(1983 — )，女，湖北松滋人，碩士，工程師，研究方向?yàn)橛筒毓こ獭?/p>

P618

A

1673-1980(2016)05-0027-03