陳2區(qū)塊水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道分布模擬與體積計(jì)算

錢志鴻，鄧秀模，姚 峰，姚恒申，呂紅梅，朱偉民

(1.中國石化江蘇油田分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇 揚(yáng)州 225009;2. 西南石油大學(xué)，四川 成都 610500)

陳2區(qū)塊水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道分布模擬與體積計(jì)算

錢志鴻1，鄧秀模1，姚 峰1，姚恒申2，呂紅梅1，朱偉民1

(1.中國石化江蘇油田分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇 揚(yáng)州 225009;2. 西南石油大學(xué)，四川 成都 610500)

采用注水井優(yōu)勢(shì)通道識(shí)別軟件對(duì)陳2區(qū)塊3個(gè)注水井組進(jìn)行了水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道定量識(shí)別，從注采井間和井組平面兩個(gè)角度對(duì)各級(jí)孔道的位置分布進(jìn)行了圖形化顯示，并定量計(jì)算了注采井間的滲透率和各級(jí)孔道的體積。研究結(jié)果表明：超大、大孔道主要集中在注水井和采油井附近，并向油藏深部逐級(jí)發(fā)育；在水竄方向上油藏的水相滲透率和超大、大孔道的體積明顯大于其他油井方向，是引起平面矛盾主要原因之一。

油田開發(fā) 注水 滲透率 水竄 非均質(zhì)性 優(yōu)勢(shì)通道 體積計(jì)算 調(diào)剖

油田開發(fā)進(jìn)入中后期，大量的注入水會(huì)沿著高滲透條帶、裂縫等快速進(jìn)入采油井，形成無效或低效水驅(qū)循環(huán)，引起原油開采效率下降、采出水處理費(fèi)用增加、管柱腐蝕加劇等系列問題，大幅增加油田開發(fā)成本。這部分容易引起注入水竄進(jìn)的高滲透條帶和裂縫被定義為水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道[1]，對(duì)水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道的識(shí)別和治理一直以來是油田改善水驅(qū)開發(fā)效果的重要工作。目前國內(nèi)外較為成熟的識(shí)別水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道的方法主要有井間示蹤劑識(shí)別[2-4]、測(cè)井解釋識(shí)別[5，6]、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析識(shí)別和取心井資料識(shí)別。根據(jù)識(shí)別得到的結(jié)果，可以分成定性、定量?jī)煞N。其中定性識(shí)別可以得到優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育方向、數(shù)量、耗水量等結(jié)果，其準(zhǔn)確性相對(duì)較高；而定量識(shí)別描述則把優(yōu)勢(shì)通道的體積、滲透率、孔徑大小等進(jìn)一步計(jì)算描述，可精確指導(dǎo)優(yōu)勢(shì)通道的治理。目前較為成熟的優(yōu)勢(shì)通道定量識(shí)別的理論方法有：灰色關(guān)聯(lián)分析[7，8]、模糊綜合評(píng)判[9-11]、數(shù)值模擬[12，13]、類聚分析[14，15]等。注水井優(yōu)勢(shì)通道模擬識(shí)別軟件是在生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析的基礎(chǔ)上，融合油藏工程、概率統(tǒng)計(jì)、提高采收率原理等理論方法形成的一套數(shù)學(xué)軟件，可以對(duì)目標(biāo)井組的優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育方向、孔喉大小、孔道體積量進(jìn)行計(jì)算和圖像化顯示。本文應(yīng)用該軟件，對(duì)陳2區(qū)塊E1f11層系3個(gè)注采井組的優(yōu)勢(shì)通道進(jìn)行定量化研究。

1 目標(biāo)井組概況

陳2-3井、陳2-10井、陳2-27井是陳2區(qū)塊E1f11層系中部的三口相鄰注水井。從歷年吸水剖面測(cè)試結(jié)果看，層間非均質(zhì)性嚴(yán)重：陳2-3井4個(gè)主力砂體吸水量占到該井總吸水量的71.4%，最大單層吸水強(qiáng)度達(dá)5.53 m3/(m·d)；陳2-10井4個(gè)主力砂體吸水量占到該井總吸水量的67.4%，最大單層吸水強(qiáng)度達(dá)2.7 m3/(m·d)；陳2-27井2個(gè)主力砂體吸水量占到該井總吸水量的59.3%，最大單層吸水強(qiáng)度達(dá)5.82 m3/(m·d)。從生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析看，平面上注水方向性也很明顯：陳2-3井主要的注入水方向是往陳2-2井、陳2-5井和陳2-46井，陳2-10井主要的注入水方向是往陳2-9井、陳2-46井，陳2-27井主要的注入水方向是往陳2-5井和陳2-9井。

2 優(yōu)勢(shì)通道模擬計(jì)算的方法原理[16]

2.1 優(yōu)勢(shì)通道分布區(qū)域位置確定

以五點(diǎn)井網(wǎng)為例，假設(shè)油藏為均質(zhì)、等厚、單產(chǎn)層，則在一注一采的控制區(qū)域內(nèi)，從投產(chǎn)經(jīng)過時(shí)間t，原油采出程度達(dá)到B%。如圖1，記注水井為點(diǎn)O，生產(chǎn)井為點(diǎn)W，線段OW附近壓力梯度最大，以O(shè)E，OF為長(zhǎng)度單位，由

(1)

可以確定參數(shù)α，曲線y=xα(x∈[0，1])則是高滲透帶的下邊界，而上邊界與下邊界關(guān)于對(duì)角線OW對(duì)稱。由此，可計(jì)算模擬出優(yōu)勢(shì)通道的分布區(qū)域。

圖1 五點(diǎn)井網(wǎng)高滲透條帶分布區(qū)域

對(duì)于非五點(diǎn)井網(wǎng)，用油井與左右相鄰井連線的中點(diǎn)來確定控制區(qū)域(圖2)，面積記為S1，其內(nèi)的采出程度仍記為B%，下邊界曲線對(duì)應(yīng)的α1滿足方程：

(2)

圖2 非五點(diǎn)井網(wǎng)高滲透條帶分布區(qū)域

2.2 孔徑分布的計(jì)算方法

把一注一采單元區(qū)間[0，Re]100等分，即把區(qū)間[O，W]100等分，間隔為Re/100，見圖3。

圖3 一注一采單元等分

每一份區(qū)域內(nèi)視其為不可壓縮流體的單向流，而宏觀上每一份的流動(dòng)又各不相同，這100份共同組成了一注一采井間流動(dòng)，則對(duì)于第j份的流量公式，由達(dá)西定律推導(dǎo)可得式

(3)

式中：Aj為第j份過水?dāng)嗝婷娣e，m2；Kj為滲透率，mD；ΔPj為第j份兩端的壓差，MPa；Qj為第j份的流量，m3/月；L為每小份的長(zhǎng)度，井距Re/100，m；μ為粘度，mPa·s；a為單位修正系數(shù)，a=0.385 8。

由此可得第j份處的滲透率

(4)

若縱向上分為m小層，可以算出第i小層第j份處水淹孔隙的平均半徑

(5)

其中φijw是第i小層第j份處流水部位的孔隙度，可通過滲透率與孔隙度的回歸式φ=0.030 7ln(k)+0.040 5算得(各油田區(qū)塊回歸式不同)。若K以mD，r以μm為單位，有近似式

(6)

(7)

其中rio是第i小層流油處的平均半徑，Kio和φio是其滲透率與孔隙度，τ為迂曲度，可近似取1，記

(8)

即λij是第i小層第j份處流水和流油孔隙半徑之比，由《油層物理》可知，孔隙半徑近似服從正態(tài)分布：

(9)

(10)

2.3 孔道分布的直觀表示

為了更直觀地研究引起竄流的優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育和分布，將各級(jí)孔道按半徑(rw)分級(jí)。本次研究將孔道分成四級(jí)：超大孔道：rw≥15 μm，大孔道：8 μm≤rw<15 μm，中孔道：3 μm≤rw<8 μm，小孔道：rw<3 μm。

將一井組控制區(qū)用三維網(wǎng)格細(xì)分，落在Bi中的點(diǎn)對(duì)應(yīng)孔喉半徑

(11)

計(jì)算riw屬于上述4個(gè)等級(jí)的概率，按4個(gè)概率值將[0，1]區(qū)間分為4個(gè)子區(qū)間，長(zhǎng)度對(duì)應(yīng)4個(gè)概率值

產(chǎn)生[0，1]區(qū)間均勻分布的隨機(jī)數(shù)X，若X落在第k子區(qū)間，則此點(diǎn)處孔喉半徑為第k級(jí)，將此點(diǎn)打上第k種標(biāo)記，本次研究用藍(lán)色標(biāo)記超大孔道，綠色標(biāo)記大孔道，紅色標(biāo)記中孔道，黑色標(biāo)記小孔道。

3 結(jié)果與討論

3.1 井組中各級(jí)孔道位置分布

3.1.1 注采井間各級(jí)孔道分布

研究顯示：存在水竄的注采井間，在注采兩端，尤其是注水井附近超大、大孔道大量發(fā)育，并且水竄情況越嚴(yán)重，超大、大孔道往油藏中部延伸得越深。如陳2-3井組對(duì)應(yīng)陳2-46井方向，現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)顯示存在水竄情況。研究顯示該注采井間近井地帶超大、大孔道出現(xiàn)的概率很高(圖4)，距注水井10 m處的油藏，超大孔道出現(xiàn)的概率達(dá)到95.5%；距注水井50 m處，大孔道出現(xiàn)的概率仍然高達(dá)90.43%，說明該注采井間優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育明顯。

圖4 陳2-3與陳2-46井間優(yōu)勢(shì)通道分布

注水見效不明顯的油井，如陳2-3井組對(duì)應(yīng)陳2-11井方向，顯示注采井間超大、大孔道分布較少，主要以中、小孔道存在(圖5)。距注水井10 m處的油藏，超大孔道出現(xiàn)的概率僅為0.15%，大孔道出現(xiàn)的概率是64.5%；距注水井50 m處，大孔道出現(xiàn)的概率僅為1.2%，主要以中孔道存在為主，概率約為89.5%。說明該注采井間未發(fā)育優(yōu)勢(shì)通道。

圖5 陳2-3與陳2-11井間優(yōu)勢(shì)通道分布

3.1.2 注采平面上各級(jí)孔道分布

從整個(gè)注采平面來看，超大、大孔道會(huì)在各油井方向差異化發(fā)育。以陳2-10井組為例(圖6)，同樣距注水井10 m處，在對(duì)應(yīng)油井陳2-9、陳2-46方向上，超大孔道出現(xiàn)的概率分別達(dá)到了25.91%、35.95%，而在對(duì)應(yīng)油井陳2-4、陳2-62方向上，超大孔道出現(xiàn)的概率僅為0.84%、0.04%。同樣距注水井50m處，大孔道在對(duì)應(yīng)油井陳2-9、陳2-46方向上出現(xiàn)的概率分別達(dá)到了48.92%、33.16%，而在對(duì)應(yīng)油井陳2-4、陳2-62方向上，出現(xiàn)的概率僅為5.36%、0.85%。另外，同樣存在水竄的注采方向上也存在差異分布，水竄嚴(yán)重的陳2-9井在距注水井約100 m處大孔道出現(xiàn)的概率仍有10.14%，而水竄中等的陳2-46井在距注水井約100 m處大孔道出現(xiàn)的概率僅為1.9%，說明陳2-9井方向上優(yōu)勢(shì)通道向油藏發(fā)育更深。

圖6 陳2-10井組優(yōu)勢(shì)通道分布

3.2 孔道體積計(jì)算

3.2.1 井組內(nèi)滲透率分布

將井組中每個(gè)注采方向上的油藏按井距平均分成100份，計(jì)算、統(tǒng)計(jì)每份中平均滲透率。研究表明在水竄方向上的滲透率明顯大于其他油井方向。以陳2-27井組為例(圖7)，水竄方向(陳2-9井)的油藏在注水井端的第1～16份滲透率屬于特高、高滲范圍，其余均在中滲范圍內(nèi)，近油井端10份也屬于高滲范圍；而非水竄方向(陳2-11井)只在注水井端的第1、2份油藏為高滲范圍，第3～17份油藏屬于中滲范圍，其余為低滲區(qū)域，僅在靠近油井端的10份油藏屬于中高滲。從這兩口井同等距離處的滲透率極差比較看，在靠近注水井端的50份油藏極差均大于3.5，說明平面非均質(zhì)性較強(qiáng)，注入水易沿高滲條帶突進(jìn)。

3.2.2 井組中超大、大孔道體積

研究表明，井組中生產(chǎn)時(shí)間相近的注采井間總的孔道體積相近，但在水竄方向上，超大、大孔道所占的比重較其他方向大很多。以陳2-27井組為例(表1)，開井時(shí)間相近的陳2-9、陳2-5、陳2-11三口井，其注采井間總的孔隙體積相近，但在優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育的陳2-27井與陳2-9井之間，超大、大孔道的體積占比很大：超大孔道體積約742 m3，占了全井組的超大孔道96.7%；大孔道體積17 877 m3，占了全井組的大孔道91.5%，說明整個(gè)井組中竄流通道體積主要集中在陳2-9方向，為下步治理的目標(biāo)方向。

圖7 陳2-27井組注采對(duì)應(yīng)區(qū)間的滲透率分布

4 結(jié)論

(1)井組中一注一采井間，孔道孔喉半徑分布均是由注水井或采油井向井距中部逐漸變小，尤其是注水井附近，超大、大孔道大量發(fā)育，并且水竄情況越嚴(yán)重，超大、大孔道往油藏中部延伸的越深。

(2)在整個(gè)注采井網(wǎng)內(nèi)，以注水井為中心，超大、大孔道向各油井方向差異化發(fā)育。其中水竄方向上，超大、大孔道占較大比重，且水竄越嚴(yán)重，大孔道越往深部發(fā)育。

(3)在水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育方向上，滲透率明顯大于該井組內(nèi)其他油井方向，即使到達(dá)中間地帶，滲透率仍然能達(dá)到中高滲級(jí)別，導(dǎo)致注入水無法建立有效驅(qū)替壓差。

(4)井組中生產(chǎn)時(shí)間相近的注采井間總的孔道體積相近，但在水竄方向上，超大、大孔道的體積占比明顯大于其他的注采方向。

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Distribution simulation and volume computing for dominant channel of waterflooding in Chen2 block

Qian Zhihong1, Deng Xiumo1, Yao Feng1, Yao Hengshen2,Lyu Hongmei1, ZhuWeimin1

(1.PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstituteofJiangsuOilfieldCompany,SINOPEC,Yangzhou225009,China;2.SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu610500,China)

The dominant channels of the three injection wells in Chen2 block were quantitatively identified by the software for dominant channel identification. The position distribution of the channels at all levels was graphically displayed from the two angles of injection-production interwell area and plane of well group. And the permeability of the injection-production interwell area and the volume of the channels at all levels were quantitatively calculated. The results showed that the ultra-big and big holes are mainly distributed around the injection and production wells, and gradually developed toward the deep reservoir. The water permeability and the volumes of ultra-large and large holes in the direction of water channeling are significantly larger than that of the other wells, which is one of the main causes of the areal contradiction.

oilfield development; water injection; permeability; water channeling; heterogeneity; dominant channel; volume calculation; profile control

TE341

A

10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.03.015

2017-04-01；改回日期：2017-06-29。

錢志鴻(1984—)，工程師，從事調(diào)剖堵水技術(shù)研究工作。E-mail:qianzh.jsyt@sinopec.com

(編輯 韓 楓)