秦 飛 ,李偉才,張 磊,馬偉竣

(中國地質(zhì)大學(xué)(武漢)資源學(xué)院,湖北武漢 430074）

寶浪油田寶北Ⅰ+Ⅱ油組不同流動單元開發(fā)效果研究

秦 飛 ,李偉才,張 磊,馬偉竣

(中國地質(zhì)大學(xué)(武漢)資源學(xué)院,湖北武漢 430074）

寶浪油田寶北Ⅰ+Ⅱ油組目前已經(jīng)進入快速遞減階段,受儲層低孔低滲影響,注水受效差,地層能量不斷降低,后期穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)形勢嚴(yán)峻。文中立足于儲層物性是開發(fā)內(nèi)因的重要思路,在本區(qū)已劃分為五類流動單元的基礎(chǔ)上,通過數(shù)學(xué)統(tǒng)計方法得到流動帶指數(shù) FZI和啟動壓力梯度的冪函數(shù)關(guān)系,然后以啟動壓力梯度為橋梁,分析比較了不同流動單元與開發(fā)緊密相關(guān)的儲層動用半徑、極限井距、單井產(chǎn)能、注水見效時間四個參量,進一步加深了對流動單元的理解,同時又對本區(qū)細(xì)分儲層開發(fā),最大限度發(fā)揮儲層產(chǎn)油能力提供了定量依據(jù)。

寶浪油田;流動單元;啟動壓力梯度;儲層動用半徑;極限井距;單井產(chǎn)能;注水見效時間

1 研究區(qū)開發(fā)概況

寶浪油田1996年投入開發(fā),1997年注水驅(qū)油,先后經(jīng)歷了快速上產(chǎn)階段、高效穩(wěn)產(chǎn)階段和產(chǎn)量快速遞減階段。寶北區(qū)塊是寶浪油田的主力區(qū)塊,共分為三個油組兩套開發(fā)層系,即寶北Ⅰ+Ⅱ油組和寶北Ⅲ油組。其中寶北Ⅰ+Ⅱ油組靜態(tài)地質(zhì)儲量491.43×104t,原始地層壓力24.13MPa,飽和壓力16.48MPa,其生產(chǎn)狀況明顯好于寶北Ⅲ油組。截止2008年12月為止,寶北Ⅰ+Ⅱ油組累計產(chǎn)油85.70×104t,累積產(chǎn)水17.94×104m3,累積注水241.01×104m3,注采井距平均260m,地層壓力降至20.33MPa,注水井井底壓力為52.5MPa,油井流壓11.5MPa。寶北區(qū)塊儲層屬低孔、低滲型,由于儲層物性差,非均質(zhì)性強,加之裂縫和無效注水的影響,地下累積虧空較大,壓力不斷降低,對后期穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)極為不利。

2 研究區(qū)流動單元劃分

對本區(qū)流動單元的劃分采用物性研究方法,即以修正的 Kozeny-Carman方程和平均流動半徑為基礎(chǔ),通過對特征參數(shù)的分析來識別與表征流動單元[1-2]。該方法理論較為成熟,可操作性較強,而且更適合本區(qū)的物性特點。根據(jù)寶北8口井1034塊樣品的分析結(jié)果,通過聚類分析,將本區(qū)劃分為五類流動單元(表1)。

表1 寶浪油田寶北區(qū)塊流動單元劃分結(jié)果

3 流動帶指數(shù)與啟動壓力梯度的關(guān)系

據(jù)寶北區(qū)塊12個巖心啟動壓力梯度實驗測試參數(shù)及結(jié)果,啟動壓力梯度 G與滲透率 K具有如下冪指數(shù)關(guān)系[3-4]:

由式(1)計算了本區(qū)有代表性的另28塊巖心樣品的啟動壓力梯度值,并計算了上述40個巖樣的FZI值,進一步建立啟動壓力梯度和流動帶指數(shù)的關(guān)系曲線和關(guān)系式如圖1。

啟動壓力梯度和 FZI的滿足如下冪函數(shù)關(guān)系:

圖1 啟動壓力梯度和流動帶指數(shù)的關(guān)系曲線

以 FZI=1μm為界限,FZI大于1μm時,啟動壓力梯度隨 FZI變化平穩(wěn);FZI小于1μm時,啟動壓力梯度隨滲透率降低急劇增大?？梢妼τ诘蜐B透油田,儲層流動帶指數(shù)對啟動壓力梯度的大小影響非常顯著。結(jié)合表1中五類流動單元FZI的平均值,計算出各類流動單元啟動壓力梯度的平均值分別為:A,0.001MPa/m;B,0.003MPa/m;C,0.008 MPa/m;D,0.020MPa/m;E,0.062MPa/m。對啟動壓力梯度按流動單元比例進行加權(quán),為0.0272 MPa/m,同理滲透率為 2.756 ×10-3μm2。

4 不同流動單元的開發(fā)效果比較

4.1 儲層動用半徑

只有當(dāng)驅(qū)動壓力梯度超過啟動壓力梯度時,油才開始流動?；谶@一基本原理,當(dāng)驅(qū)動壓力梯度與啟動壓力梯度相等時的半徑即為儲層動用半徑[5],用下式計算:

式中:re——儲層動用半徑,m;rw——井徑,0.1m;Pe——地層壓力 ,20.33MPa;Pwf——流壓 ,11.5 MPa。

圖2中顯示出不同流動單元的儲層動用半徑數(shù)值大小,可見隨著儲層質(zhì)量的降低,儲層動用半徑不斷減小。已知本區(qū)平均啟動壓力梯度,那么儲層平均動用半徑為51.92m,與D類較為接近。

4.2 不同流動單元極限井距

低滲透油田由于存在啟動壓力梯度,注采井間的壓力損耗梯度很大,在大井距條件下開發(fā),壓力的損耗則更加嚴(yán)重。為了減少壓力損耗,最有效的方法是打加密井,縮小井距,而利用啟動壓力梯度可以計算極限注采井距[6]。根據(jù)滲流理論,由達(dá)西公式和產(chǎn)量公式推導(dǎo)出油層中任意一點由注水井產(chǎn)生的注水驅(qū)替壓力梯度,即:

圖2 不同流動單元儲層動用半徑變化曲線

式中:GD——驅(qū)替壓力梯度,MPa/m;Pi——原始地層壓力,MPa;Pwf——生產(chǎn)井井底壓力,MPa;Pinf——注水井井底壓力,MPa;d——注采井距,m;rw——井筒半徑,0.lm;r——到注水井的距離,m。

若要油流動,驅(qū)替壓力梯度必須大于啟動壓力梯度。結(jié)合本區(qū)目前的開采狀況,計算不同流動單元的極限注采井距,見表2。就流動單元而言,E類儲層極限井距過小,目前工程角度的動用空間已經(jīng)很小;C、D類流動單元是工程上和技術(shù)上的主力儲層。就區(qū)塊而言,需要縮小井距到195m左右,才有利于充分發(fā)揮儲層的產(chǎn)油能力。

表2 不同流動單元的合理注采井距

4.3 不同流動單元單井產(chǎn)能

當(dāng)存在啟動壓力時,考慮啟動壓力梯度時的單井產(chǎn)量比不考慮時的單井產(chǎn)量小。穩(wěn)態(tài)直井的產(chǎn)量計算公式可表示為[7]:

考慮油水兩相、啟動壓力梯度下水平井水平平面的產(chǎn)油公式為[8]:

式中,Qv、Qh——直井、水平井單井產(chǎn)量,m3/d;h——油層厚度 ,m;Kro——油相相對滲透率 ,μm2;Pe、Pwf——平均地層壓力和采油井井底流壓,MPa;rev、rw——供給半徑、井筒半徑 ,m;;μo——原油粘度,mPa·s;G——啟動壓力梯度,MPa/m(直井),10-1MPa/m(水平井);Bo——體積系數(shù) ,f;Kh、Kv——水平、垂直有效滲透率 ,μm2;Ko、Kw——油相、水相滲透率,μm2;△P——生產(chǎn)壓差,10-1MPa;L——水平井段長度,m;a——泄油橢圓的長半軸,m;reh——水平井泄油半徑,reh= Adh/π,Adh=revL+πrevL/4+πrev2,m;

對寶北區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組即將進行井網(wǎng)加密的6-6井區(qū),分別考慮布置水平井和直井,儲層的流動單元類型對單井日產(chǎn)油量的變化。如圖3,無論何種流動單元,打水平井所獲得的單井日產(chǎn)油量都比直井大,且儲層物性越好,兩者差距越大。考慮到工程費用情況,建議對儲層物性趨于流動單元A、B、C的剩余油區(qū)布水平井,對趨于流動單元D、E的剩余油區(qū)布直井。

圖3 不同井型不同流動單元單井日產(chǎn)油量變化

4.4 不同流動單元的注水見效時間

注水見效時間即注水井井底壓力變化傳播到采油井的時間,低滲透油田壓力傳播時間與啟動壓力梯度成正比[9]。寶北區(qū)塊作典型低滲透油田,采用反九點注水井網(wǎng),注水見效時間的計算公式進一步變形為:

式中:t——注水見效時間 ,h;φ——孔隙度 ,0.12;Ct——綜合壓縮系數(shù) ,0.00434MPa-1;μw——地層水粘度,0.389mPa·s;Jws——吸水指數(shù),m3/(d·MPa·m)。

在當(dāng)前注采井距的情況下,可以計算出不同流動單元注水見效時間隨吸水指數(shù)的變化關(guān)系,如圖4,當(dāng)吸水指數(shù)為0.1m3/(d·MPa·m)時,加權(quán)平均注水見效時間為2289.83h(合3.18個月)。對于低滲透油藏,流動單元儲層物性越差,吸水指數(shù)越小,見效時間越長,反之就越短;另外,井距越大,見效時間就越長。因此為了充分發(fā)揮儲層的產(chǎn)油能力,改善注水效果,縮短注水見效時間,必須對不同的流動單元采取不同的井距。

圖4 目前井距不同流動單元注水見效時間對比

5 結(jié)論

(1)寶北區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組各類流動單元啟動壓力梯度的平均值分別為:A,0.001MPa/m;B,0.003 MPa/m;C,0.008MPa/m;D,0.020MPa/m;E,0.062MPa/m。對五類流動單元按分布比例進行加權(quán)平均后,啟動壓力梯度為0.0272MPa/m,滲透率為 2.756×10-3μm2。

(2)寶北區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組儲層平均動用半徑為51.92m,與D類較為接近。隨著儲層質(zhì)量的降低,儲層動用半徑不斷減小。

(3)寶北區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組 E類儲層極限井距只有80m,目前工程角度的動用空間已經(jīng)很小;C、D類流動單元仍是后期工程上和技術(shù)上的主力儲層。井距縮小到195m左右,能較大程度提高本區(qū)低滲儲層的動用率。

(4)寶北區(qū)塊Ⅰ+Ⅱ油組打水平井所獲得的單井日產(chǎn)油量都比直井大,并且儲層物性越好,兩者差距越大。后期挖潛建議布水平井在流動單元A、B、C,布直井在流動單元D、E。

(5)對于低滲透油藏,流動單元儲層物性越差,吸水指數(shù)越小,見效時間越長,反之就越短。另外,井距越大,見效時間就越長。因此為了充分發(fā)揮儲層的產(chǎn)油能力,改善注水效果,縮短注水見效時間,建議對不同的流動單元采取不同的井距。

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TE313.1

A

1673-8217(2011)02-0069-03

2010-06-07

秦飛,1985年生,碩士研究生,研究方向:油氣田開發(fā)工程。

編輯:彭剛