油田開發(fā)井組產(chǎn)層分層動(dòng)用新方法研究

謝 軍，于家義，張中勁，劉長地

中石油吐哈油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 哈密

油田開發(fā)井組產(chǎn)層分層動(dòng)用新方法研究

謝 軍，于家義，張中勁，劉長地

中石油吐哈油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 哈密

針對(duì)開發(fā)井組監(jiān)測資料不足、分層動(dòng)態(tài)分析難度大等多層系合采油田，提出以井組內(nèi)注采平衡為依據(jù)，利用巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)所得PV倍數(shù)與含水率關(guān)系曲線、無因次指數(shù)進(jìn)行井組產(chǎn)層動(dòng)用情況的研究方法。該方法視井組為一個(gè)統(tǒng)一整體，充分考慮了注水井與受效油井的影響因素(包括油層厚度、滲透率、原油黏度、地應(yīng)力方向、注采井距、生產(chǎn)壓差、改造措施等)，通過平面和垂向系數(shù)合理劈分注水井分層注水量，計(jì)算油井各小層分層產(chǎn)量。運(yùn)用該方法計(jì)算了X油田近300口水井分層吸水量和油井分層產(chǎn)夜量，與現(xiàn)場實(shí)測剖面結(jié)果相符，表明該方法可靠。

注采平衡，PV倍數(shù)與含水率關(guān)系曲線，無因次指數(shù)，注水量，產(chǎn)液量，劈分

Copyright ? 2017 by authors, Yangtze University and Hans Publishers Inc.

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Received: Jun.13th, 2017; accepted: Aug.25th, 2017; published: Oct.15th, 2017

AbstractFor multiplayer commingled producing oilfields with insufficient monitoring information, difficult dynamic analysis on separating layers, so based on injection and production balance of the well group, this paper proposed a method using the relationship curves of PV multiplier and water cut from the laboratory experiment and dimensionless index to analyze the reservoir producing condition.By taking the well group as a unified entirety, and the factors affecting injection wells and response wells (reservoir thickness, permeability, viscosity, in site stress direction, injection-production space, producing pressure drop, and stimulation measures)into account, the method calculates oil production of each separate layer by reasonably allocating the injected water of each layer based on the horizontal and vertical coefficient.The water absorbing volume and oil well liquid production by layer separation of 300 wells in X Oilfield calculated by this method are consistent with actual measurement results, it is proven that the method is reliable.

KeywordsInjection and Production Balance, PV Multiple and Water-Cut Curve, Dimensionless Index,Water Injection Rate, Liquid Production Rate, Split

1.引言

油田進(jìn)入高含水中后期開發(fā)階段后，注水井的層間矛盾和平面矛盾日益嚴(yán)重，地下情況更加復(fù)雜，只有充分認(rèn)清油、水井分層動(dòng)用情況，才能采取切實(shí)可行的分層調(diào)整及挖潛措施，從而提高油田的開發(fā)水平。因此，提出了油、水井分層注水量和產(chǎn)液量研究。傳統(tǒng)方法主要采用產(chǎn)吸剖面劈分法、KH值劈分法、井組注采平衡劈分法[1]-[6]及數(shù)模等。產(chǎn)吸剖面劈分法最為準(zhǔn)確，但是測試成本高；KH值劈分法僅在建產(chǎn)初期較為合適；井組注采平衡劈分法僅可對(duì)分層產(chǎn)液進(jìn)行劈分，無法計(jì)算分層含水，即計(jì)算的分層產(chǎn)液比和產(chǎn)水比相等，分層含水等于單井含水。為此，筆者提出了一種綜合考慮油層條件和開發(fā)條件的油、水井分層動(dòng)用狀況研究方法。

2.方法原理及步驟

筆者針對(duì)剖面測試資料較少井的油水井分層注水量和產(chǎn)液量劈分提出了以下方法：

1)以水井為中心，以見水、見效臺(tái)帳及地應(yīng)力方向?yàn)闂l件，水井周圍距離最近的2口油井和水井組成的三角形進(jìn)行區(qū)域劃分，計(jì)算區(qū)域面積；以上述3口井油層厚度的加權(quán)平均厚度作為容積的高度，計(jì)算容積體積。

2)充分考慮井組開發(fā)條件(包括注采井距、產(chǎn)吸剖面、生產(chǎn)壓差、改造措施等)，對(duì)水井平面方向的注水量系數(shù)進(jìn)行確定，把注水井注水量劈分到各個(gè)小層對(duì)應(yīng)的油井平面：① 利用實(shí)驗(yàn)測試的PV倍數(shù)與含水率的關(guān)系，計(jì)算油井該方向的含水率；② 相滲數(shù)據(jù)歸一化的無因次指數(shù)結(jié)合含水率，計(jì)算油井各個(gè)分層方向上的液量及油量；③ 統(tǒng)計(jì)油井所有層位的總液量和總油量，根據(jù)分層液量和油量計(jì)算油井分層產(chǎn)液系數(shù)及產(chǎn)油系數(shù)，利用該系數(shù)計(jì)算油井的分層液量及油量，利用井口含水率通過多元回歸法對(duì)分層產(chǎn)液量和產(chǎn)油量進(jìn)行校正。

3.注水井分層注水量計(jì)算

3.1. 注水井分層系數(shù)的確定

采用滲流理論[7]對(duì)水井分層措施進(jìn)行劈分來確定注水井分層注水系數(shù)，主要考慮相關(guān)層的各種改造措施及地質(zhì)靜態(tài)因素，其中以吸水剖面和一般性改造措施為主，一般性改造措施后的小層劈分系數(shù)Cj擬合公式[8]為：

式中：Yj為小層劈分條件值；Kj為滲透率；Hj為有效厚度；Zj為連通系數(shù)；Gj為層間干擾系數(shù)；Ksh,j為沉積微相影響因數(shù)；Nj為水井對(duì)應(yīng)的油井?dāng)?shù)；Dj為油水井距；下標(biāo)j為小層序號(hào)。

當(dāng)儲(chǔ)層經(jīng)過措施改造以后，引入措施系數(shù)R，措施后的劈分系數(shù)Yj′變?yōu)椋?/p>

3.2. 注水井分層注水量計(jì)算

對(duì)有吸水剖面資料的注水井，充分考慮靜態(tài)因素以后，直接利用吸水剖面資料計(jì)算注水井各小層的注水量：

式中：Wj為注水井第j小層的日注水量，m3；Qw為注水井全井日注水量，m3；Rj為注水井全井第j小層吸水比例(吸水剖面資料)，1。

沒有吸水剖面資料的注水井，在綜合考慮水井的各小層靜態(tài)因素(包括油層厚度、滲透率、原油黏度)及開發(fā)條件(包括注采井距、生產(chǎn)壓差、改造措施)的基礎(chǔ)上，將注水井井口注水量劈分到注水井的各個(gè)小層：

4.采油井分層產(chǎn)油量計(jì)算

4.1. PV倍數(shù)的確定

以水井為中心，以見水見效臺(tái)帳及地應(yīng)力方向?yàn)闂l件，水井周圍距離最近的2口油井和水井組成三角形，按照逆時(shí)針或者順時(shí)針方向進(jìn)行區(qū)域劃分，計(jì)算區(qū)域面積；以2口油井的油層厚度的加權(quán)平均厚度作為容積的高度，計(jì)算容積的體積；以油井和水井的加權(quán)孔隙度進(jìn)行孔隙度計(jì)算；利用加權(quán)孔隙度和加權(quán)體積進(jìn)行PV (孔隙體積)的確定。其具體的計(jì)算過程如下。

式中：l為A、B、C這3口井距離之和的一半，m；L1為油井B和油井C的距離，m；L2為水井A、油井B的距離，m；L3為水井A、油井C的距離，m。

式中：S為A、B、C這3口井構(gòu)成的單元的面積，m2。

式中：PV為A、B、C這3口井構(gòu)成的單元孔隙體積，m3；h為容積高度(2口油井的油層厚度的加權(quán)平均厚度)，m；φ為孔隙度(2口油井和水井的加權(quán)孔隙度)，1。

根據(jù)分層的注水量及分層PV進(jìn)行PV倍數(shù)的計(jì)算：

式中：m為注水量與孔隙體積的倍數(shù)，1。

在反五點(diǎn)法注采井網(wǎng)中，水井A、油井B和油井C如圖1所示。

Figure 1.The sketch of injection-production unit圖1.注采單元示意圖

4.2. 無因次采油指數(shù)計(jì)算公式的擬合

根據(jù)達(dá)西定律，當(dāng)油、水兩相同時(shí)流過油藏內(nèi)某一地層的橫截面時(shí)，水相占整個(gè)產(chǎn)液量的百分?jǐn)?shù)為水的分流量或者含水率，計(jì)算公式[9]為：

式中：fw為含水率，1；Kro、Krw分別為油相、水相相對(duì)滲透率，1；μo、μw分別為油、水相黏度，mPa?s；a、b為無因次指數(shù)系數(shù)，1；Sw為含水飽和度，1。

根據(jù)式(10)和式(11)可得：

式中：ao為無因次采油指數(shù)；K為滲透率，μm2；Kw為水相滲透率，μm2；Kro,max為油相相對(duì)滲透率最大值，1。若不考慮注水開發(fā)過程中絕對(duì)滲透率的變化，則K=Kw，即：

通過相滲數(shù)據(jù)，利用二元回歸法，通過上述公式對(duì)ao和al進(jìn)行公式回歸。

4.3. 采油井分層系數(shù)的確定

在分層注水量計(jì)算的基礎(chǔ)上，計(jì)算出注水井各小層在周圍每口井方向上的注水量；利用巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)測得PV倍數(shù)與fw的關(guān)系曲線，結(jié)合分層m計(jì)算分層fw；根據(jù)ao和al計(jì)算油井產(chǎn)油量和產(chǎn)水量；然后以油井為中心，將根據(jù)ao和al計(jì)算的產(chǎn)油量和產(chǎn)液量疊加，即得到油井分層的產(chǎn)油量和產(chǎn)液量；再根據(jù)井組累積產(chǎn)油量和產(chǎn)液量計(jì)算分層的采油指數(shù)系數(shù)和采液指數(shù)系數(shù)：

式中：Jo為無因次采油指數(shù)系數(shù)；Jl為無因次采液指數(shù)系數(shù)；Jo,i為第i層無因次采油指數(shù)系數(shù)；Jl,i為第i層無因次采液指數(shù)系數(shù)；Ki為第i的滲透率；hi為第i層的有效厚度；di為油水井井距；ni為第i層的總油井?dāng)?shù)。

4.4. 采油井分層系數(shù)的確定

根據(jù)井口的產(chǎn)油量和產(chǎn)液量，利用分層系數(shù)對(duì)產(chǎn)油量和產(chǎn)液量進(jìn)行劈分，利用井口的含水率通過多元回歸求解的方式對(duì)分層產(chǎn)液量和產(chǎn)油量進(jìn)行校正。

5.實(shí)例分析

利用上述方法對(duì)X油田近300口油、水井進(jìn)行分層注水量、產(chǎn)液量和產(chǎn)油量的計(jì)算，對(duì)比計(jì)算結(jié)果和測試結(jié)果(見表1、表2)表明，每口井各小層的分層注水量和分層產(chǎn)液量趨勢基本一致。

Table 1.The contrast between the detected and calculated results of water well profiles表1.水井剖面測試結(jié)果與計(jì)算結(jié)果對(duì)比

Table 2.The contrast between the detected and calculated results of oil well profiles表2.油井剖面測試結(jié)果與計(jì)算結(jié)果對(duì)比

上述分析表明，本文方法計(jì)算結(jié)果與實(shí)際情況符合程度比較高，表明靜態(tài)因素資料結(jié)合吸水剖面，充分考慮地應(yīng)力方向?qū)ζ矫媾值挠绊?，利?PV倍數(shù)與含水率的關(guān)系，采用無因次指數(shù)進(jìn)行井組產(chǎn)層研究，能夠很好地解決小層數(shù)據(jù)劈分問題。

6.結(jié)論及認(rèn)識(shí)

筆者把油、水井作為一個(gè)統(tǒng)一的油水運(yùn)動(dòng)系統(tǒng)，動(dòng)靜結(jié)合，綜合考慮注水井和其影響到的采油井的各種開采條件(包括油層厚度、滲透率、原油黏度、地應(yīng)力方向、注采井距、生產(chǎn)壓差、改造措施)等因素，克服了過去常用方法計(jì)算劈分油、水井的分層注水量和產(chǎn)液量不準(zhǔn)確的缺陷。通過現(xiàn)場實(shí)際資料驗(yàn)證，本文方法符合率比較高。該方法可有效分析缺少監(jiān)測資料井點(diǎn)的動(dòng)用狀況，對(duì)分析小層剩余油潛力及制定分層改造措施方案有一定指導(dǎo)作用。

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[編輯]龔丹

Received: Jun.23th, 2017; accepted: Aug.28th, 2017; published: Oct.15th, 2017

AbstractThe dissolution pores in Carboniferous volcanic rocks in the northeastern part of the Junggar Basin were the main oil and gas storage space.The dissolution pores were identified from the imaging logging and then calibrated to the conventional logging based on core description, thin slice observation and imaging logging.The development of dissolution pore was characterized by the apparent parameters of the imaging dissolution pores-vugs and sensitive parameters of conventional logging.On this basis, the classification criterion of three types of dissolution pore developed zones is established.The study shows that among different lithologies, the advantageous dissolution zones mainly occur in volcanic breccia, followed by andesite and tuff.In spatial distribution, the dominant dissolution zones mostly exist in the weathering crust surface on the top of the Carboniferous and around faults inside Carboniferous system.

KeywordsDissolution Pore and Vug, Imaging Logging, Volcanic Rock, Chepaizi Bulge

The New Method for Separating Layer Production in Oilfield Development Well Group

Jun Xie, Jiayi Yu, Zhongjin Zhang, Changdi Liu
Research Institute of Exploration and Development, Tuha Oilfield Company, PetroChina, Hami Xinjiang

Development and Distribution of Dissolution Pores in Carboniferous Volcanic Rocks in Chepaizi Bulge

Jun Cai, Zhizhang Wang*
College of Earth Sciences, China University of Petroleum, Beijing

2017年6月13日；錄用日期：2017年8月25日；發(fā)布日期：2017年10月15日

謝軍(1978-)，男，工程師，主要從事油田開發(fā)油藏工程方面的研究。

文章引用: 謝軍, 于家義, 張中勁, 劉長地.油田開發(fā)井組產(chǎn)層分層動(dòng)用新方法研究[J].石油天然氣學(xué)報(bào), 2017, 39(5):238-244.

10.12677/jogt.2017.395089

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*通信作者。

文章引用: 蔡君, 王志章.車排子地區(qū)石炭系火山巖溶蝕孔洞發(fā)育情況分類和分布規(guī)律[J].石油天然氣學(xué)報(bào), 2017,39(5): 245-254.

DOI: 10.12677/jogt.2017.395090