低滲透油藏水驅(qū)注采壓差優(yōu)化研究

崔傳智，安 然，李凱凱，姚榮華，王 鵬

(1.中國石油大學(xué)(華東)，山東 青島 266580；2.中國石油長慶油田分公司，陜西 榆林 718600)

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低滲透油藏水驅(qū)注采壓差優(yōu)化研究

崔傳智1，安 然1，李凱凱2，姚榮華1，王 鵬1

(1.中國石油大學(xué)(華東)，山東 青島 266580；2.中國石油長慶油田分公司，陜西 榆林 718600)

針對渤南五區(qū)低滲透油藏儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、剩余油分布復(fù)雜、水驅(qū)動用程度差異大的問題，以五點(diǎn)法井網(wǎng)為例，根據(jù)流線分布特征，將井網(wǎng)劃分為多個計算單元，利用流管法計算得到各個計算單元水驅(qū)開發(fā)指標(biāo)。以均衡驅(qū)替為目標(biāo)，以各計算單元內(nèi)的注采壓差為優(yōu)化變量，綜合考慮儲層物性及剩余油分布的非均質(zhì)性，應(yīng)用優(yōu)化算法，得到了各計算單元的最優(yōu)注采壓差。研究表明，各計算單元的剩余油飽和度差異越大，達(dá)到均衡驅(qū)替時要求的時間越短，各調(diào)控單元所需的注采壓差相差也越大。數(shù)值模擬結(jié)果表明，該注采壓差優(yōu)化方法能夠明顯減少各分區(qū)的剩余油分布差異，提高采收率2.6%。研究成果可有效指導(dǎo)低滲透水驅(qū)油藏開發(fā)決策的制訂。

低滲透油藏；高含水期；均衡驅(qū)替；計算單元；注采壓差；渤南五區(qū)

0 引 言

渤南五區(qū)位于渤南油田東南部，平均滲透率為26.46×10-3μm2，屬于低滲透儲層，主要沉積為濁積水道沉積，突進(jìn)系數(shù)為13.6，變異系數(shù)為1.74，非均質(zhì)性嚴(yán)重。經(jīng)過40多年的開發(fā)，目前井網(wǎng)內(nèi)不同方向上的剩余油分布存在較大差異。在現(xiàn)今國際油價持續(xù)低迷情況下，不宜采取調(diào)整井網(wǎng)形式或者打加密井等措施來改善開發(fā)效果，注采壓差調(diào)整是提高儲量動用程度和油藏采收率的經(jīng)濟(jì)有效的方法[1-2]。對于如何與油藏儲層特征、剩余油非均質(zhì)分布相結(jié)合，定量優(yōu)化井組內(nèi)注采壓差的研究相對較少。不少學(xué)者提出了均衡驅(qū)替的概念和方法來開發(fā)非均質(zhì)油藏[3]，但這些方法大多是針對新開發(fā)油藏，基于單相滲流理論，通過優(yōu)化井網(wǎng)形式、井距等來達(dá)到均衡驅(qū)替的目的[4-7]，對于高含水期油藏適用性較差。針對以上問題，亟待建立新的低滲透水驅(qū)油藏注采壓差優(yōu)化方法。

1 計算單元劃分及開發(fā)指標(biāo)計算

流線是流體質(zhì)點(diǎn)由注水井流動到生產(chǎn)井所遵循的路線，根據(jù)井網(wǎng)的流線分布來劃分計算單元。對于五點(diǎn)法井網(wǎng)，流線分布如圖1所示。根據(jù)流線的對稱性，可以選定紅色區(qū)域?yàn)橐粋€計算單元，此計算單元近似為一個等腰直角三角形，因此，一個五點(diǎn)法井網(wǎng)注采單元可以劃分為8個計算單元。各計算單元內(nèi)的厚度、孔隙度、地層滲透率、剩余油飽和度等參數(shù)取該單元內(nèi)相應(yīng)參數(shù)的平均值。可以認(rèn)為各計算單元內(nèi)的流體相對獨(dú)立滲流，每個計算單元內(nèi)的開發(fā)指標(biāo)都可以根據(jù)流管法計算[7]。

圖1 五點(diǎn)法井網(wǎng)流線分布示意圖

假設(shè)計算單元由一系列的流管組成，則可以根據(jù)流管法計算出任一截面的油相流量和水相流量，將一系列流管單元內(nèi)的流量疊加，即可得到定注采壓差條件下生產(chǎn)井的瞬時產(chǎn)油量和產(chǎn)水量。

根據(jù)文獻(xiàn)[7]中的單相滲流條件下1個計算單元內(nèi)的流量計算方法，可以得到相應(yīng)的某時刻油水兩相滲流時的油水流量：

(1)

(2)

式中：qo為單元內(nèi)油相流量，m3/s；qw為單元內(nèi)水相流量，m3/s；K為油層絕對滲透率，μm2；Kro為油相相對滲透率；Krw為水相相對滲透率；Swe為油井見水后出口端含水飽和度；h為油層厚度，m；Δp為注采壓差，MPa；G為啟動壓力梯度，MPa/m；l為注采井距，m；μo為地層原油黏度，mPa·s；μw為地層水黏度，mPa·s；rw為油井半徑，m；α為從注水井出發(fā)的流線與注采連線的夾角，rad。

每一計算單元內(nèi)地層平均含水飽和度隨時間變化的關(guān)系為：

(3)

油井見水后出口端含水飽和度和地層平均含水飽和度的關(guān)系為：

(4)

根據(jù)地層平均含水飽和度可以得到相應(yīng)的出口端含水飽和度。

不同的計算單元，地層滲透率、厚度、剩余油飽和度可以不同，根據(jù)單元內(nèi)各參數(shù)值，結(jié)合以上公式，即可求解該計算單元的開發(fā)指標(biāo)。各計算單元的注采壓差可以調(diào)節(jié)，進(jìn)而改變該計算單元開發(fā)指標(biāo)的結(jié)果。

2 注采壓差優(yōu)化方法

以各單元均衡驅(qū)替為目標(biāo)，以實(shí)際油藏最大注采壓差為限制條件，進(jìn)行各單元注采壓差的優(yōu)化。具體步驟如下。

(1) 劃分計算單元，綜合考慮流體和儲層物性計算每個單元內(nèi)的初始平均參數(shù)。

(4) 判斷此時各單元平均含水飽和度與設(shè)定的目標(biāo)平均含水飽和度是否一致，若不一致，改變注采壓差Δpi，回到步驟(3)重新計算，直至單元計算得到的飽和度與目標(biāo)飽和度一致，從而得到滿足均衡驅(qū)替所需的注采壓差。

(5) 判斷各單元注采壓差是否合理(礦場工藝條件能夠?qū)崿F(xiàn))，若不合理，改變設(shè)定的目標(biāo)飽和度重新計算，直至滿足要求為止。

渤南五區(qū)為中深層低滲透砂礫巖油藏，原油黏度為2.0 mPa·s，水的黏度為0.5 mPa·s，啟動壓力梯度為0.02 MPa/m。以五點(diǎn)法井網(wǎng)為例，根據(jù)儲層和流體的物性，建立數(shù)值模擬概念模型，設(shè)注采井距為200 m，油層厚度為10 m，井半徑為0.1 m，孔隙度為0.16。優(yōu)化方法計算和油藏數(shù)值模擬驗(yàn)證所用到的相對滲透率曲線如圖2所示。

圖2 歸一化的相滲曲線

將五點(diǎn)法井網(wǎng)根據(jù)生產(chǎn)井劃分為4個分區(qū)，每個分區(qū)即為一個注采系統(tǒng)，包含2個計算單元。選取數(shù)值模擬模型運(yùn)行某一時刻的數(shù)據(jù)作為各分區(qū)優(yōu)化前的初始數(shù)據(jù)，如表1所示。

表1 各分區(qū)初始數(shù)據(jù)

假設(shè)調(diào)控時間分別為4、5、6、7 a，對各調(diào)控分區(qū)給定不同的注采壓差，使得調(diào)控時間結(jié)束后，各分區(qū)的地層平均含水飽和度相同。表2給出了不同調(diào)控時間下，利用優(yōu)化方法計算得到達(dá)到均衡驅(qū)替時各分區(qū)的注采壓差。

表2 不同調(diào)控時間下各分區(qū)注采壓差

以調(diào)控時間5 a為例，根據(jù)表1提供的各分區(qū)初始數(shù)據(jù)，采用數(shù)值模擬方法進(jìn)行驗(yàn)證，分以下2種情況開采：保持原有壓差繼續(xù)生產(chǎn)；當(dāng)注水井井底流壓確定時，根據(jù)表2分別調(diào)整各生產(chǎn)井的井底流壓，使各分區(qū)注采壓差分別為26.5、22.0、17.5、13.0 MPa。數(shù)值模擬結(jié)果表明(圖3)，第5 a末時，優(yōu)化壓差生產(chǎn)的模式要比保持原有壓差繼續(xù)生產(chǎn)效果要好很多，平面上基本達(dá)到均衡驅(qū)替。此時各分區(qū)的地層平均含水飽和度都接近0.66，各生產(chǎn)井的綜合含水率也非常接近，為98%，優(yōu)化壓差生產(chǎn)提高采收率2.6%。

圖3 調(diào)控5a各分區(qū)的地層平均含水飽和度隨時間變化曲線

對于一個注采單元，達(dá)到目標(biāo)含水率時，調(diào)控時間越短，達(dá)到均衡驅(qū)替時所需的注采壓差就越大。達(dá)到均衡驅(qū)替的目標(biāo)時，若繼續(xù)保持優(yōu)化壓差進(jìn)行生產(chǎn)，地層中可能出現(xiàn)新的不均衡，因此，在生產(chǎn)一段時間后，需要根據(jù)開發(fā)狀態(tài)再次調(diào)整注采壓差，使得地層保持相對均衡的開發(fā)狀態(tài)。

3 結(jié) 論

(1) 依據(jù)流管法原理，建立了注采壓差與油水兩相產(chǎn)能的關(guān)系，進(jìn)而建立了通過調(diào)整注采壓差改變油井開發(fā)指標(biāo)，以達(dá)到地層均衡驅(qū)替目標(biāo)的定量優(yōu)化方法，油藏數(shù)值模擬驗(yàn)證了研究成果準(zhǔn)確有效，有利于高含水期水驅(qū)油藏的經(jīng)濟(jì)開發(fā)。

(2) 對同一口生產(chǎn)井，當(dāng)最終調(diào)控目標(biāo)一定時，調(diào)控時間越短，需要的注采壓差也越大。調(diào)控壓差一定時，注采壓差與地層平均含水飽和度、地層滲透率有關(guān)，且隨著兩者的增大而減小。

[1] 王德龍，郭平，汪周華，等.非均質(zhì)油藏注采井組均衡驅(qū)替效果研究[J].西南石油大學(xué)學(xué)報，2011，33(5)：122-125.

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編輯 張耀星

20151227；改回日期：20160307

國家科技重大專項(xiàng)“特高含水后期多措施協(xié)同優(yōu)化研究”(2016ZX05010003-006)；教育部創(chuàng)新團(tuán)隊(duì)發(fā)展計劃“復(fù)雜油藏開發(fā)和提高采收率的理論和技術(shù)”(IRT1294)

崔傳智(1970-)，男，教授，博士生導(dǎo)師，1993年畢業(yè)于石油大學(xué)(華東)油藏專業(yè)，2005年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)(北京)礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，獲博士學(xué)位，現(xiàn)從事油氣滲流理論、油氣田開發(fā)工程等方面的教學(xué)和科研工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.03.019

TE348

A

1006-6535(2016)03-0083-03