特高含水后期層系井網(wǎng)及注采優(yōu)化方法與應(yīng)用
——以S油田T塊為例

賴書敏 趙文佳 蘇 建

1.浙江城建煤氣熱電設(shè)計(jì)院, 浙江 杭州 310030;2.中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

S油田T塊是一個(gè)北高南低的穹隆背斜構(gòu)造油藏,含油面積19.1 km2,石油地質(zhì)儲量 3 740×104t,平均有效厚度10.9 m,平均孔隙度30%,滲透率范圍100～2 800 mD。油藏發(fā)育3個(gè)砂層組,17個(gè)含油小層,其中1砂層組砂體大面積分布,2、3砂層組條帶狀分布。1964年投入開發(fā),先后經(jīng)歷了天然能量開發(fā)階段、注水開發(fā)階段、邊部加密完善階段、加密井網(wǎng)綜合治理階段、注聚開發(fā)階段、后續(xù)水驅(qū)開發(fā)階段,目前進(jìn)入特高含水開發(fā)后期。主要開發(fā)矛盾有如下三個(gè)。

1)縱向小層多,層間干擾嚴(yán)重。調(diào)整前采用一套層系開發(fā),從單采井情況看,1砂層組單井液量是2、3砂層組的2倍左右,含水97.2%,采出程度35%,2、3砂層組主力層含水平均93.5%,采出程度為29%,非主力層采出程度僅為22%。

2)平面井網(wǎng)完善性差。注聚開發(fā)階段未對層系井網(wǎng)實(shí)施調(diào)整,由于套損、套壞、改層等原因,后續(xù)水驅(qū)開發(fā)階段井網(wǎng)適應(yīng)性逐漸變差。

3)注采不平衡矛盾突出。單井最大日產(chǎn)液量與最小日產(chǎn)液量相差8倍左右。

1 優(yōu)化方法研究

1.1 縱向近阻組合優(yōu)化方法

傳統(tǒng)層系細(xì)分重組以靜態(tài)指標(biāo)為主,不能反映特高含水后期層間剩余油差異分布特征,重組過程中難以綜合考慮多種指標(biāo)[1-5]。進(jìn)入特高含水后期,綜合考慮滲透率、原油黏度、油層厚度等靜態(tài)因素以及剩余油飽和度、壓力系數(shù)等動態(tài)因素對層間干擾的影響[6-10],提出以擬滲流阻力級差為主要指標(biāo),建立了特高含水后期縱向近阻組合優(yōu)化方法。

兩相滲流時(shí),由達(dá)西定律得到產(chǎn)液量公式為：

(1)

式中:Qt為產(chǎn)液量,m3;ko為油相有效滲透率,mD;kw為水相有效滲透率,mD;μo為地層原油黏度,mPa·s;μw為地層水黏度,mPa·s;A為滲流截面積,m2;L為滲流截面間的距離,m;Δp為滲流截面間的壓力差,MPa;R為滲流阻力,mPa·s/(μm2·m)。

其中擬滲流阻力參數(shù)的計(jì)算公式為：

(2)

式中:R′為擬滲流阻力,mPa·s/μm2。它表示的物理意義是隨飽和度變化的油水兩相滲流能力。

根據(jù)S油田T塊油藏的小層個(gè)數(shù)、有效厚度、滲透率、原油黏度等基本物性參數(shù)分布情況,建立了100～1 000 mD、100～1 500 mD、100～2 000 mD、100～3 000 mD四個(gè)不同滲透率分布范圍的多層相似概念模型,數(shù)值模擬計(jì)算得到不同滲透率分布范圍對應(yīng)的擬滲流阻力級差與采出程度的關(guān)系曲線,見圖1。結(jié)果表明,隨著擬滲流阻力級差的增大,開發(fā)效果變差,擬滲流阻力級差在4～5內(nèi)時(shí)關(guān)系曲線出現(xiàn)突變點(diǎn),因此在特高含水后期層系重組時(shí)擬滲流阻力級差應(yīng)控制在4～5以內(nèi)。

圖1 不同滲透率分布范圍擬滲流阻力級差與采出程度關(guān)系曲線圖

同時(shí)對于縱向上受儲層韻律性及隔夾層控制、頂部剩余油富集的厚層單元,層內(nèi)通過堵劑對高滲透層段進(jìn)行封堵[11-15],實(shí)現(xiàn)深部液流轉(zhuǎn)向,可以進(jìn)一步提高縱向上均衡驅(qū)替程度[16-17]。

1.2 平面矢量井網(wǎng)及矢量注采優(yōu)化方法

特高含水期以前主要考慮不同方向滲透率、油層厚度等因素影響,其均衡驅(qū)替標(biāo)準(zhǔn)是注入水到達(dá)周圍每口生產(chǎn)井時(shí)間相同[18-21]。特高含水后期主要考慮儲層動態(tài)非均質(zhì)性影響,此階段均衡驅(qū)替標(biāo)準(zhǔn)可表述為各注采控制面積內(nèi)平均含水飽和度方差最小[22-24]。因此,平面矢量井網(wǎng)優(yōu)化和矢量注采優(yōu)化目標(biāo)函數(shù)取各注采控制面積內(nèi)平均含水飽和度方差最小化。

(3)

矢量井網(wǎng)優(yōu)化過程中需要對井位進(jìn)行必要的約束以保證井位不會越過邊界[6]。因此,加上邊界約束:

(X+ΔX,Y+ΔY)∈Ω

(4)

式中:Ω為油藏含油面積，m2。

矢量注采優(yōu)化是在矢量井網(wǎng)優(yōu)化基礎(chǔ)上,進(jìn)一步改善油藏驅(qū)替的均衡程度,優(yōu)化過程中需要對壓力、總配注量、總配產(chǎn)量進(jìn)行必要的約束,其中壓力約束是保證井底壓力在合理范圍內(nèi),不會出現(xiàn)壓力過低或者壓力過高壓裂地層[6]。

pmin

(5)

式中:pi為井底壓力,MPa;pmin為最小井底壓力,MPa;pmax為最大井底壓力,MPa。

2 應(yīng)用實(shí)例

2.1 縱向近阻組合優(yōu)化

針對S油田T塊油藏層間干擾嚴(yán)重的問題,根據(jù)縱向近阻組合優(yōu)化方法,由調(diào)整前的一套層系細(xì)分為1和2～3兩套層系，其中1砂層組為一套層系，2～3砂層組為一套層系。調(diào)整后,擬滲流阻力級差由一套層系的5.96下降為1層系的3.2和2～3層系的3.8,見表1。油藏?cái)?shù)值模擬預(yù)測結(jié)果表明,綜合含水達(dá)到98%時(shí),細(xì)分調(diào)整方案比細(xì)分前方案提高采出程度2.7%,明顯地改善了油藏開發(fā)效果。

表1 S油田T塊特高含水后期層系重組方案表

2.2 平面矢量井網(wǎng)及矢量注采優(yōu)化

2.2.1 平面矢量井網(wǎng)優(yōu)化

通過平面矢量井網(wǎng)優(yōu)化方法部署1層系和2～3層系新井井位,優(yōu)化后,1層系平均井距300 m,2～3層系平均井距280 m。選取中部典型井組進(jìn)行深入分析,優(yōu)化結(jié)果表明,油井井位向剩余油高飽和度區(qū)域偏移75 m,非主流線區(qū)域流線增多,油井受效方向增加,井組區(qū)域剩余油飽和度方差下降7%,驅(qū)替更加均衡,見圖2。

a)優(yōu)化前井網(wǎng)

2.2.2 矢量注采優(yōu)化

通過矢量注采優(yōu)化方法優(yōu)化注采結(jié)構(gòu),優(yōu)化后,1層系液量變化超過30%的井共17口,占總井?dāng)?shù)的10%,2～3層系液量變化超過30%的井共14口,占總井?dāng)?shù)的9%。同樣選取中部典型井組進(jìn)行深入分析,優(yōu)化結(jié)果表明,對液量重新進(jìn)行調(diào)配,調(diào)整幅度大的井占到38%,剩余油富集區(qū)流線增多,高度水淹區(qū)流線減少,井組區(qū)域剩余油飽和度方差下降5%,驅(qū)替更加均衡,見圖3。

2.3 實(shí)施效果

調(diào)整后,S油田T塊油藏注采對應(yīng)率由調(diào)整前的83.8%上升至89%,水驅(qū)儲量控制程度由87%上升到92.5%,單元日產(chǎn)液能力由6 309 t上升到 7 006 t,日產(chǎn)油能力由265.4 t上升至324.4 t,含水由95.8%下降到95.34%,自然遞減由11.5%下降為5.3%,提高采收率3.2個(gè)百分點(diǎn)。

3 結(jié)論

1)針對特高含水后期層間矛盾,創(chuàng)建了縱向近阻組合優(yōu)化方法,提出的擬滲流阻力參數(shù)是表征隨飽和度變化的油水兩相滲流能力,能夠有效反映油藏層間矛盾,通過數(shù)值模擬計(jì)算進(jìn)一步確定特高含水后期層系重組擬滲流阻力級差應(yīng)控制在4～5以內(nèi)。

2)針對特高含水后期平面矛盾,以平均含水飽和度方差最小化為目標(biāo)函數(shù)有效表征了特高含水后期油藏均衡驅(qū)替程度,形成了實(shí)現(xiàn)油藏均衡高效驅(qū)替的平面矢量井網(wǎng)及矢量注采優(yōu)化方法。

3)根據(jù)S油田T塊油藏的主要開發(fā)矛盾及剩余油分布情況,采用縱向近阻組合優(yōu)化、平面矢量井網(wǎng)及矢量注采優(yōu)化調(diào)整技術(shù)思路與對策,油藏開發(fā)指標(biāo)得到明顯改善,提高采收率3.2個(gè)百分點(diǎn),在特高含水后期油田開發(fā)中具有廣闊的推廣應(yīng)用前景。