B239超前注水建立有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)研究*

胡書勇，李 亮，伍 睿，王玉潔，李 磊

1.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室·西南石油大學，四川 成都 610500 2.德陽廣漢高新技術產(chǎn)業(yè)園區(qū)管理委員會，四川 德陽 618300 3.山東科瑞控股集團有限公司，山東 東營 257067

B239超前注水建立有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)研究*

胡書勇1，李 亮1，伍 睿2，王玉潔3，李 磊1

1.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室·西南石油大學，四川 成都 610500 2.德陽廣漢高新技術產(chǎn)業(yè)園區(qū)管理委員會，四川 德陽 618300 3.山東科瑞控股集團有限公司，山東 東營 257067

B239井區(qū)長6超低滲透油藏試驗區(qū)塊實施超前注水開發(fā)，開發(fā)效果未達到預定方案指標，為此開展了超前注水改善開發(fā)效果有效性的研究。主要在加密調(diào)整井網(wǎng)的基礎上，采用油藏工程與數(shù)值模擬相結(jié)合的方法，設計了相應的研究方案。研究結(jié)果表明：對井距達到有效作用距離的井網(wǎng)系統(tǒng)超前注水才更為有效。如果井距過大，即使采用超前注水也不能充分發(fā)揮作用或者作用甚微，只能在井底形成局部高壓，不能形成有效驅(qū)替，注入水不能有效向油井推進。該項研究對同類低滲、特低滲油田超前注水開發(fā)提供了理論依據(jù)和技術支撐，對于該類油田開發(fā)具有重要的指導意義。

超低滲透油藏；超前注水；數(shù)值模擬；有效驅(qū)替

胡書勇，李 亮，伍 睿，等．B239超前注水建立有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)研究[J]．西南石油大學學報：自然科學版，2014，36（6）：123–127．

Hu Shuyong,Li Liang,Wu Rui,et al．Researches on Building Effective Displacement Pressure System of Advanced Water Injection in B239 Well-Block Reservoir[J]．Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2014，36（6）：123–127．

引言

隨著勘探開發(fā)的不斷深入，中國發(fā)現(xiàn)低滲透油田的數(shù)量及規(guī)模在不斷擴大。低滲、特低滲油田的開發(fā)對未來化石能源工業(yè)可持續(xù)發(fā)展具有重要意義。低滲透油田由于巖性致密、滲流阻力大、壓力傳導能力差，一般天然能量都不足，油井自然產(chǎn)能低，如果僅僅依靠天然能量開發(fā)，油井投產(chǎn)后，地層壓力下降快，產(chǎn)量遞減大，一次采收率很低，而且壓力、產(chǎn)量降低之后，恢復起來十分困難[1-3]。

針對低滲透油層具有啟動壓力梯度和油層具有彈–塑性形變等特點，礦場實踐實施了超前注水開發(fā)技術[4-7]，即采用先注后采開發(fā)方式合理補充地層能量，提高地層壓力，降低因地層壓力下降而造成的地層傷害，使產(chǎn)量遞減明顯減小，從而提高最終采收率[8-11]。因此，對超前注水開發(fā)效果進行評價，進一步作好相關的開發(fā)技術政策研究，形成相關配套技術及較為完備的超前注水開發(fā)方案體系，對低滲、特低滲油田開發(fā)具有重要的意義。

1 油藏開發(fā)現(xiàn)狀分析

B239井區(qū)位于陜北斜坡南部，構(gòu)造形態(tài)總體為一平緩的西傾單斜，傾角不足1度，在單斜背景上由于差異壓實作用，在局部形成起伏較小軸向近東西或北東向（隆起幅度10～30 m）的鼻狀隆起。其主力層為長6油藏，油藏平均油層中部深度2 130 m。長6砂巖主要以極細–細粒巖屑長石砂巖為主，占47%。巖石顆粒磨圓度以次棱角狀為主，分選中等，接觸關系以線狀為主。B239井區(qū)長6油藏主要受巖性控制，底水不活躍。其巖芯平均滲透率為0.41 mD，孔隙度為11%。

B239井區(qū)長6油藏實施了超前注水開發(fā)技術。在基本上完成超前注水的要求后大量投產(chǎn)新井，目前油藏進入全面注水開發(fā)階段。由現(xiàn)場生產(chǎn)動態(tài)資料表明，該井區(qū)采油井投產(chǎn)后立即見水，且含水率波動變化不一，初期產(chǎn)液、產(chǎn)油量上升，含水率下降，一段時間后，含水率上升，產(chǎn)油量下降，目前含水率大小為30%左右，累計注采比在3.3左右。由表1數(shù)據(jù)可以看出，該區(qū)塊生產(chǎn)井地層壓力相對較低，還沒受到注入水的驅(qū)替，油井的產(chǎn)量整體上偏低，未能達到預定產(chǎn)量要求。

表1 部分油井井底附近壓力及油井產(chǎn)量數(shù)據(jù)Tab.1 Pressure near the bottom hole and oil well production data of part oil wells

根據(jù)低滲透油田開發(fā)實踐經(jīng)驗，低滲透油藏由于微孔喉較多且結(jié)構(gòu)復雜，巖性致密，液固作用力強及啟動壓力梯度等因素的存在，造成該類儲層滲流阻力很大。從圖1可以看出，由于注入水不能很好地向外推進，注水量過高，因此容易在井底附近形成高壓區(qū)，也就是平常所說的注水井憋壓。在實際生產(chǎn)中表現(xiàn)為井口壓力不斷上升，注水日漸困難，注入水不能很好地起到驅(qū)油的作用，不能建立起有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)[12]。通過對B239井區(qū)注水壓力分析，注水井地層壓力保持程度較高，而生產(chǎn)井地層壓力相對較低，還沒受到注入水的驅(qū)替，說明注采井距偏大，應選擇采用縮小井距加密井網(wǎng)來建立有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)。

圖1 注水井井底流壓變化曲線Fig.1 Flowing pressure curve of injection well bottom hole

2 有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)及最優(yōu)注采比研究

2.1 有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)建立方案設計

由前面動態(tài)分析可知，試驗區(qū)塊超前注水開發(fā)效果不甚理想。為研究超前注水改善開發(fā)效果的有效性，在加密調(diào)整井網(wǎng)的基礎上，設計了開發(fā)方案，取注采比為1.28，設計方案如表2。

表2 各方案措施設計情況統(tǒng)計表Tab.2 Statistic of program design

B239井區(qū)開發(fā)方案采用了菱形反九點井網(wǎng)注采方式，井距為258 m。根據(jù)數(shù)值模擬研究獲得的油藏數(shù)值模擬模型，在此次研究中，B239井區(qū)的數(shù)值模擬模型總網(wǎng)格數(shù)102×110×3=33 660個。本次方案對B239井區(qū)進行了局部加密調(diào)整：共新鉆加密井13口，其中油井11口，水井2口，加密區(qū)新投產(chǎn)井3口，總共有水井12口，油井34口，新井情況如表3所示，加密調(diào)整后的井網(wǎng)部署圖如圖2所示，加密后井距調(diào)整為218 m。

表3 新鉆井及新投井情況統(tǒng)計表Tab.3 Statistic of newly drilled wells and newly brought-in wells

圖2 B239井區(qū)加密調(diào)整井網(wǎng)部署圖Fig.2 Infilling wells pattern diagram of well block B239

根據(jù)上述方案進行預測，計算到預測期末，各方案累積產(chǎn)油、綜合含水率等開發(fā)指標如圖3～圖4所示。

圖3 各方案預測期內(nèi)累產(chǎn)油量變化圖Fig.3 Cumulative oil production variation of each program in prediction period

從模擬預測結(jié)果來看，綜合考慮產(chǎn)油量、綜合含水、日產(chǎn)油等指標，顯然這幾個方案中，實施超前注水、井網(wǎng)進行加密調(diào)整的方案F2開發(fā)效果更好。因此，對井距達到有效作用距離的井網(wǎng)系統(tǒng)超前注水才更為有效。如果井距過大，即使采用超前注水也不能充分發(fā)揮作用或者作用甚微，只能在井底形成高壓，而不能形成有效驅(qū)替。這在實際生產(chǎn)中也得到了驗證。

圖4 各方案預測期內(nèi)綜合含水變化圖Fig.4 Composite water cut variation of each diagram in prediction period

2.2 注采比優(yōu)選方案設計

下面對井區(qū)加密調(diào)整后的井網(wǎng)注采比進行優(yōu)選，以確定合理注采比。將目前沒有投入生產(chǎn)的井重新投產(chǎn)，新井配產(chǎn)按KH值法計算得到。按照開發(fā)方案，采油速度定為1.0%。各方案單井配注量如表4所示。

表4 各方案配產(chǎn)表Tab.4 Allocation of each program

根據(jù)方案進行預測，計算到預測期末，各方案年末采出程度、綜合含水率等開發(fā)指標模擬預測結(jié)果如圖5～圖6所示。

圖5 各方案預測期內(nèi)采出程度變化圖Fig.5 Reserve recovery percentage of each program in prediction period

圖6 各方案預測期內(nèi)綜合含水變化圖Fig.6 Water cut change of each diagram in prediction period

合理注采比的確定能滿足產(chǎn)液量合理增長，地層壓力得以保持或合理恢復的需要，因此，為了保持地層壓力，確定合理的注采比尤為重要[13]。從模擬預測結(jié)果來看，綜合考慮產(chǎn)油量、綜合含水、采出程度等指標，顯然這幾個方案中F6能達到更高的產(chǎn)量。因此，研究結(jié)果認為F6的模擬結(jié)果較為合適。即是說B239井區(qū)加密調(diào)整井網(wǎng)的注采比為1.32左右為宜。

結(jié)合前人研究成果，在低滲透砂巖油藏開發(fā)方案設計時必須考慮井距優(yōu)化問題及合理注采比問題。如果所設計的井距不能適應低滲透油藏的客觀條件,技術上不可行，注、采井間不能建立起有效的驅(qū)替體系，單井控制儲量將不能真正得到動用，油井產(chǎn)量低[14-15]。因此，通過本次研究認為，該油田目前井距偏大，需要進一步加密，以建立起有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)。

3 結(jié) 論

（1）B239油藏由于其超低滲特點，采用了先注后采開發(fā)方式合理補充地層能量，提高地層壓力，降低因地層壓力下降而造成的地層傷害，使產(chǎn)量遞減明顯減小，從而提高最終采收率。

（2）超前注水對于井距達到有效作用距離的井網(wǎng)系統(tǒng)才更為有效。如果注采井距偏大，即使采用超前注水也不能充分發(fā)揮作用或者作用甚微，只能在井底形成高壓，而不能形成有效驅(qū)替，不能很好地向地層深部推進，從而導致超前注水開發(fā)效果不理想。

（3）該油田目前井距偏大，需要進一步加密，以建立起有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)。根據(jù)本次數(shù)值模擬研究，對B239井區(qū)進行了局部加密調(diào)整方案預測。研究結(jié)果認為B239井區(qū)加密調(diào)整井網(wǎng)后的井距為218 m，合理的注采比為1.32左右。

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李亮，1989年生，女，漢族，河南洛陽人，碩士研究生，主要從事油氣藏數(shù)值模擬、油氣藏工程方面的研究。

伍睿，女，漢族，四川南充人，碩士研究生，主要從事油氣田開發(fā)研究。E-mail：1641260581@qq.com

王玉潔，1987年生，女，漢族，山東高密人，碩士，主要從事油氣田開發(fā)方面的研究。E-mail：2298699286@qq.com

李磊，1988年生，男，漢族，河南南陽人，碩士，主要從事油氣田開發(fā)方面的研究。E-mail：swpuraylee@gmail.com

編輯：牛靜靜

編輯部網(wǎng)址：http：//zk.swpuxb.com

Researches on Building Effective Displacement Pressure System of Advanced Water Injection in B239 Well-Block Reservoir

Hu Shuyong1,Li Liang1,Wu Rui2,Wang Yujie3,Li Lei1
1.State Key Lab of Oil&Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China 2.High-Tech Industrial Park Management Committee of Guanghan，Deyang，Sichuan 618300，China 3.Shandong Kerui Holding Group Corporation Limited，Dongying，Shandong 257067，China

TheChang6ultra-lowpermeabilityreservoirstestblockofwell-blockB239isdevelopedwithadvancedwaterinjection.However，the development effect has not reached expectations as planned.For this reason，we carryied out the research on the effectiveness of advanced water injection on improving development results.Based on the pattern of the infill wells adjustment，we designed the research plan by combining reservoir engineering and numerical simulation method.Researches show that the advanced water injection is more effective if the well spacing of the well network system reaches the effective distance.If the well spacing is too wide，advanced water injection cannot work or the effect is little.In that case high pressure will only appear at the bottom hole，without effective displacement.This study provides theoretical basis and technical support to advanced water injection development in other low permeability and ultra-low permeability oilfields，which has an important guiding significance for the exploitation of such oilfields.

ultra-low permeability reservoirs；advanced water injection；numerical simulation；effective displacement

http：//www.cnki.net/kcms/doi/10.11885/j.issn.1674-5086.2013.11.07.03.html

胡書勇，1973年生，男，漢族，四川南充人，副教授，博士，主要從事油氣藏數(shù)值模擬、油氣藏工程、特殊油氣田開發(fā)等領域的基礎理論及應用技術研究與教學工作。E-mail：hushuyong@swpu.edu.cn

10.11885/j.issn.1674-5086.2013.11.07.03

1674-5086（2014）06-0123-05

TE348

A

2013–11–07 < class="emphasis_bold"> 網(wǎng)絡出版時間：

時間：2014–11–21

教育部博士點基金（20105121110006）。