同井注采井區(qū)隔層竄流界限研究

張繼成， 鄭靈蕓

(東北石油大學 石油工程學院，黑龍江 大慶 163318)

同井注采井區(qū)隔層竄流界限研究

張繼成， 鄭靈蕓

(東北石油大學 石油工程學院，黑龍江 大慶 163318)

井下油水分離技術可使產出液在地下實現油水分離，達到減少地面水處理量，提高驅油效率的目的。但實施此項技術之后，同井注采井區(qū)回注層與產出層之間的壓差增大，當二者之間壓差大于隔層啟動壓力梯度時，隔層流體發(fā)生竄流。為防止隔層流體發(fā)生竄流，根據A油田實際地層參數，建立同井注采模型，研究實施同井注采技術之后隔層發(fā)生竄流的范圍及單井日產液量的上限值，得到隔層滲透率-厚度-單井日產液量界限圖版。分析圖版可知，當前A油田同井注采井單井日產液量為70 m3條件下，隔層滲透率為1×10-3μm2時，隔層厚度下限值為2.3 m；隔層厚度為3 m時，隔層滲透率上限值為1.25×10-3μm2。在隔層物性參數變化時，可根據圖版確定同井注采井合理的單井日產液量，對油田開發(fā)方案的制定具有一定的指導意義。

同井注采； 隔層竄流； 啟動壓力梯度； 數值模擬

A油田為背斜構造砂巖油藏，自20世紀60年代開發(fā)以來，依次進行了一次加密、二次加密、聚驅調整。為實現采出井聚驅后含水率達98%以上時進行四次采油，進一步提高采收率，延長經濟開發(fā)期限的目的，自2015年8月起，選定該區(qū)塊18口采油井開展聚驅后交互注采現場試驗，同井注采試驗井平均單井日產液67.1 m3。本文主要基于A油田油藏實際參數建立同井注采數值模型[12-14]，對隔層厚度、滲透率及單井日產液量等參數進行分析。

1 同井注采井區(qū)層間竄流機理

根據低滲透儲層啟動壓力梯度理論，當低滲透儲層滲透率降低到一定程度后，其滲流特征已不符合達西定律，這種滲流被稱之為非達西滲流，即在驅動壓力梯度較小時，流體不能流動，只有當驅動壓力梯度達到一定值后，流體才開始流動，此時的驅動壓力梯度稱為啟動壓力梯度[15-19]。

根據A油田低滲透儲層巖心的啟動壓力測試數據，得到啟動壓力梯度和滲透率之間的關系如式(1)所示。

啟動壓力梯度的計算公式為：

式中，G為啟動壓力梯度，MPa/m；k為儲層滲透率，10-3μm2。

在實施同井注采技術的過程中，產出層壓力降低，回注層壓力上升，因此，產出層與回注層之間會產生壓差，當此壓差大于隔層的啟動壓力梯度時，隔層流體會在壓差的作用下發(fā)生流動，引起竄流(見圖1)，影響同井注采技術的實施效果。

圖1 隔層竄流示意圖

Fig.1Interlayerchannelingschematicdiagram

同井注采技術回注層與產出層之間隔夾層能承受的壓差界限值的計算公式為：

式中，h為隔層厚度，m。

2 物理模型

A油田回注層厚度為8.7 m，產出層厚度為15.3 m，同井注采井區(qū)的物理模型如圖2所示。

圖2 物理模型

Fig.2Physicalmodeldiagram

為模擬A油田實際的物性參數，物理模型與實際模型的物性參數一致。設置回注層厚度為9 m，分為2層，每層厚度為4.5 m，滲透率為500×10-3μm2，孔隙度28.6%；產出層的厚度為15 m，分為3層，每層厚度為5 m，滲透率為150×10-3μm2，孔隙度為27.0%。模型平面為正方形，面積為810×810 m2。

3 數值模擬

3.1數學模型

數學模型的假設條件：(1)油藏中存在油水兩相流體滲流；(2)油藏中的巖石和流體均可壓縮；(3)油藏流體滲流符合達西定律；(4)油藏巖石具有各向異性和非均質性；(5)考慮毛管力的影響；(6)不考慮重力的影響。

同井注采井區(qū)數學模型的表達式為：

式中，ρo為油相密度，g/cm3；ρw為水相密度, g/cm3；vo為油相速度，m/s；vw為水相速度，m/s；So為含油飽和度；Sw為含水飽和度；φ為孔隙度。

輔助方程：

初始條件：

邊界條件：

3.2同井注采模型

利用Eclipse數值模擬軟件，建立同井注采基礎模型，模型平面步長為10 m×10 m，中心目標井區(qū)域網格加密為2 m×2 m，縱向上共分為6層，其中1—2層縱向步長為4.5 m，3層縱向步長為3.0 m，4—6層縱向步長為5.0 m，因此總的網格數為103×103×6=63 654個，油井定液量、水井定注水量進行生產，模型如圖3所示。

圖3 同井注采基礎模型Fig.3 Basic model diagram of injection-production well

生產30年后，生產區(qū)采出程度達到34.87%，全區(qū)含水率達到97.34%，符合同井注采技術前期對區(qū)塊的要求。在此基礎上進行同井注采數值模擬，對原模型O7井(同井注采井)進行補孔(封堵所有層位)，同時在O7井相同位置增加一口注水井WW1和生產井OO1，水井WW1井射開1—2層，模擬同井注采井區(qū)回注層；OO1井射開4—6層，模擬同井注采井區(qū)的產出層，其中新打的水井WW1與油井OO1遵循“同井場，異井別”的原則，同井注采模型示意圖如圖4所示。

圖4 同井注采示意圖

Fig.4Injection-productionwelldiagram

4 竄流主控因素界限研究

4.1竄流范圍的確定

實施同井注采技術之后，在隔層滲透率和厚度一定的情況下，當隔層上下層的地層壓力差值大于隔層的啟動壓力時，隔層內的流體開始流動，發(fā)生竄流。為研究竄流的范圍界限，制定了6種數值模擬方案，每種方案中，隔層厚度均為3 m，隔層滲透率為1×10-3μm2，分區(qū)范圍依次擴大，方案1—6研究近井地帶范圍分別為6 m×6 m、14 m×14 m、26 m×26 m、34 m×34 m、50 m×50 m、90 m×90 m。圖5為實施同井注采技術的井的近井地帶不同方案分區(qū)示意圖。

圖5 各方案中心分區(qū)示意圖

Fig.5Centerpartitiondiagramofeveryoption

利用Eclipse數值模擬軟件進行模擬計算，將每種方案的結果數據進行導出、整理，得到不同分區(qū)方案隔層上下層壓差隨時間變化的圖版，如圖6所示。

圖6 不同方案隔層上下層壓差隨時間變化圖

Fig.6Pressuredifferencevariationwithtimebetweenupperandlowerlayersofdifferentoptions

比較分析方案1—6的隔層上下層壓差數據可知，在生產初期，隔層上層地層的壓力略小于隔層下層地層的壓力，故二者差值為負值。在實施同井注采技術之后，回注層壓力迅速上升，產出層壓力下降，因此隔層承受的壓差增大。

(1) 比較同一時間點，方案1—6的隔層上下層壓差數據可知，在實施同井注采技術之后，實施同井注采技術的井的近井地帶隔層上下層的壓力差值較大，隨著滲流范圍不斷擴大，隔層上下層的壓差隨之減小，說明實施同井注采技術井的近井地帶是最容易引起隔層的流體竄流。

(2) 比較同一方案隔層上下層壓差隨時間變化的曲線可知，實施同井注采技術之后，隨著時間的推移，隔層上下層的壓差不斷減小，如果實施同井注采技術之后較近的一個時間點測得的隔層上下層的壓差沒有達到引起隔層流體竄流的最高壓差，那么實施同井注采技術將不會引起隔層流體竄流。

4.2產液量對竄流的影響

單井日產液量影響地層壓力的變化，制約著同井注采技術的實施，因此制定17種不同的產液量方案，研究同井注采井近井地帶6 m×6 m范圍內隔層上下層壓力變化，在每種方案中，隔層滲透率為1×10-3μm2，隔層厚度為3 m，具體如表1所示。

表1 單井生產制度方案表Table 1 Production system of different options

利用Eclipse數值模擬軟件進行模擬計算，得到這17種方案近井地帶隔層上下層壓力變化曲線，將每種方案中隔層上下層壓差數據進行整理，得到每種產液量方案下實施同井注采技術前后隔層上下層壓差，如圖7所示。

圖7 每種方案隔層上下層壓差示意圖

Fig.7Pressuredifferencevariationbetweenupperandlowerlayersofeveryoption

由圖7可知，隨著單井日產液量的增多，在實施同井注采技術之后，近井地帶6 m×6 m范圍內隔層上下層平均地層壓力差值隨之增大，說明單井日產液量越大，隔層流體發(fā)生竄流的可能性越大。

4.3竄流影響因素圖版

根據近井地帶6 m×6 m，不同產液量隔層上下層壓差隨時間變化的數據，得到不同產液量方案同井注采井區(qū)隔層上下層最大的壓差數據，如表2所示。

表2 不同方案隔層上下層最大壓差數據Table 2 Maximum different pressures betweenupper and lower layers of every option

利用上述壓差數據和啟動壓力梯度的計算公式(2)反推不同隔層滲透率條件下的隔層厚度下限值，得到隔層厚度-滲透率-產液量圖版(近井地帶6 m×6 m)，如圖8所示。

圖8 隔層厚度-滲透率-產液量圖版

Fig.8Interlayerthickness-permeability-productionrateplate

由圖8可知，隨著同井注采井單井日產液量的上升，實施同井注采技術后隔層上下層壓差逐漸增大，在隔層啟動壓力梯度一定的條件下，隔層滲透率越大，不會引起隔層流體竄流的所需隔層厚度越大；A油田同井注采井平均單井日產液量為67.1 m3，如果隔層滲透率為1×10-3μm2，為保證隔層流體不會發(fā)生竄流，隔層厚度下限值為2.3 m；如果隔層厚度為3 m，為保證隔層流體不會發(fā)生竄流，隔層滲透率上限值為1.25×10-3μm2；在同井注采井單井日產液量為10 m3/d時，即單井日產液量較小的情況下，隔層物性參數中，隔層厚度的變化對隔層是否發(fā)生竄流影響較大；在單井日產液量為400 m3/d時，即在單井日產液量較大的情況下，隔層滲透率對隔層流體是否發(fā)生竄流影響較大。

綜上分析，在隔層厚度-滲透率-產液量圖版上，當油井產出層產液量為某一定值時，隔層物性參數在該圖版上這一產液量曲線左上方的區(qū)域內,隔層流體不會發(fā)生竄流，在產液量曲線上隔層流體剛好發(fā)生竄流，在產液量曲線右下方隔層流體發(fā)生竄流，同井注采技術受到干擾。

5 結論

(1) 根據低滲透油田啟動壓力梯度理論，當低滲透儲層滲透率降低到一定程度后，其滲流特征已不符合達西定律，只有當驅動壓力梯度達到一定值后，流體才開始流動。根據A油田實際數據，得出該油田滲透率為1×10-3μm2時，啟動壓力梯度為0.618 MPa/m。

(2)分析同井注采數值模擬模型，得出同井注采井區(qū)是最容易發(fā)生竄流的區(qū)域；越靠近實施同井注采技術的時間點，越容易發(fā)生竄流；同井注采井單井日產液量越大，越容易發(fā)生竄流。

(3) 根據A油田啟動壓力梯度和數值模擬方案的結果數據，繪制隔層厚度-滲透率-產液量圖版，在同井注采井單井日產液量為70 m3，隔層滲透率為1×10-3μm2時，隔層厚度下限值為2.3 m；如果隔層厚度為3 m時，隔層滲透率上限值為1.25×10-3μm2。

(4) 在隔層物性(滲透率、厚度)確定的情況下，可根據隔層厚度-滲透率-產液量界限圖版，判定同井注采井合理的單井日產液量范圍，指導油田的實際開發(fā)方案的制定，具有較強的現實意義。

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The Study on Technical Limits for Interlayer Channeling of Injection-Production Well Area

Zhang Jicheng, Zheng Lingyun

(CollegeofPetroleumEngineering,NortheastPetroleumUniversity，DaqingHeilongjiang163318，China)

Downhole oil-water separation technology can make production liquid divide into water and oil, reduce the surface water treatment and improve oil displacement efficiency. However, pressure difference between output layer and injection layer increases after implementation of this technology. When pressure difference is greater than threshold pressure gradient of interlayer, the interlayer fluid flows. In order to prevent the occurrence of interlayer channeling, numerical model of injection-production well is established according to actual formation parameters. After studying the injection and production technology of the same well, the range of cross flow and the upper limit of daily production of single well are obtained, and the limit chart of permeability, thickness and single well production is obtained. When daily production volume of single well is 70 m3and interlayer permeability is 1×10-3μm2, the lower limit of interlayer thickness is 2.3 m; When daily production volume of single well is 70 m3and interlayer thickness is 3 m, the upper limit of interlayer permeability is 1.25×10-3μm2. When the physical parameters of interlayer are changed, daily production volume of single well can be determined according to the plate, which can be used to guide the development of oilfield development plan.

Injection-production well; Interlayer channeling; Threshold pressure gradient; Numerical simulation

1006-396X(2017)05-0060-06

投稿網址：http://journal.lnpu.edu.cn

TE312

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.05.012

2017-03-10

2017-03-27

“十三五”國家科技重大專項課題“海上稠油油田開發(fā)模式研究”(2016ZX05025-001)。

張繼成(1972-)，男，博士，教授，博士生導師，從事石油與天然氣工程方面的研究;E-mail:zhangjc777@163.com。

鄭靈蕓(1993-)，女，碩士研究生，從事石油與天然氣工程方面的研究;E-mail:zhengly1993@163.com。

(編輯 王亞新)

目前很多陸上油田開發(fā)進入中后期，油井含水率越來越高，因此產出水如何處理是很多油田不得不面臨的棘手問題[1-3]。同井注采技術是指在油井含水較高的情況下下入井下油水分離設備，使得產出液在地下實現油水分離，分離出的水回注到地層，富含油的采出液采出到地面，從而大幅度減少注入水的無效循環(huán)，達到減少采出水量、井口回注水量和地面水處理量的目的[4-8]。在實施同井注采技術過程中，產出層和回注層之間的壓差增大，當二者之間差值超過一定界限時，回注層的流體會沿著回注層與產出層之間的隔層發(fā)生竄流[9-11]，因此需要對回注層與產出層之間的隔層的物性參數進行研究，確保同井注采技術能夠得到較好的開發(fā)效果。