張承麗, 宋國(guó)亮, 魏明國(guó), 殷代印
( 1. 東北石油大學(xué) 提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,黑龍江 大慶 163318; 2. 東北石油大學(xué) 數(shù)學(xué)科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,黑龍江 大慶 163318; 3. 大慶鉆探工程公司 鉆井二公司,黑龍江 大慶 163413 )
低滲透油田[1-4]顯著的特征是存在啟動(dòng)壓力梯度和壓敏特征[5],在開(kāi)發(fā)過(guò)程中滲流阻力大,壓力傳導(dǎo)能力差,單井產(chǎn)量遞減速度加快,穩(wěn)產(chǎn)難度加大,而且壓力、產(chǎn)量降低后,恢復(fù)起來(lái)十分困難,嚴(yán)重制約低滲透油田的開(kāi)發(fā)水平.針對(duì)低滲透油田流體滲流的特點(diǎn),在長(zhǎng)期的合理開(kāi)發(fā)方式探索過(guò)程中,長(zhǎng)慶、大慶、吉林、新疆等低滲透油田提出一種改善油藏開(kāi)發(fā)效果的有效注水開(kāi)發(fā)模式,即超前注水[6].超前注水技術(shù)能合理地補(bǔ)充地層能量,提高地層壓力,使油井長(zhǎng)期保持較高的生產(chǎn)能力,產(chǎn)量遞減明顯減小;同時(shí),能防止原油物性變差,有效保證原油滲流通道的暢通,提高注入水波及體積.
原蘇聯(lián)學(xué)者多主張超前注水,認(rèn)為超前注水保持地層壓力,可以獲得較長(zhǎng)時(shí)間的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn);李亮等[7]以長(zhǎng)慶油田三疊系延長(zhǎng)組油藏為例,通過(guò)超前注水實(shí)驗(yàn)效果對(duì)比,得出超前注水能夠防止原油物性變差;車起君等[8]對(duì)超前注水提高單井產(chǎn)量機(jī)理及作用進(jìn)行研究,提出超前注水有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)、超前注水地層壓力保持水平、注水時(shí)機(jī);王建華[9]開(kāi)展超前注水提高產(chǎn)量機(jī)理及作用的研究;曾建[10]開(kāi)展長(zhǎng)慶特低滲透油藏超前注水改善開(kāi)發(fā)效果機(jī)理的研究.
筆者以朝陽(yáng)溝油田長(zhǎng)10區(qū)塊為例,用理論和數(shù)值模擬的方法分別研究低滲透油田超前注水對(duì)脫氣半徑、原油黏度、無(wú)因次采液/采油指數(shù)、含水率、原油產(chǎn)量、波及系數(shù)和采收率的影響,為有效開(kāi)發(fā)低滲透油田提供指導(dǎo).
脫氣半徑計(jì)算公式[11]為
(1)
式中:rb為脫氣半徑;pb為飽和壓力;pwf為油井井底流動(dòng)壓力;c為待定因數(shù)(對(duì)某一具體區(qū)塊為常數(shù));re為供給半徑;pe為供給邊界壓力;rw為井筒半徑.
應(yīng)用長(zhǎng)10區(qū)塊油氣相對(duì)滲透率曲線、高壓物性曲線和生產(chǎn)油氣比數(shù)據(jù),計(jì)算該區(qū)塊c=0.005 116,二次平方項(xiàng)可以忽略不計(jì),式(1)簡(jiǎn)化為
(2)
脫氣半徑為
(3)
根據(jù)式(3)計(jì)算不同井底流壓、不同地層壓力下的脫氣半徑(見(jiàn)圖1).由圖1可知,相同地層壓力條件下,井底流壓越大,脫氣半徑越??;井底流壓一定時(shí),隨著平均地層壓力的提高,脫氣半徑減小.
原油黏度是影響油井產(chǎn)量及采收率的重要因素之一,掌握地層原油的黏度對(duì)于油井動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)和提高采收率等是必要的.長(zhǎng)10區(qū)塊地層原油黏度隨壓力變化實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見(jiàn)圖2,其中該區(qū)塊飽和壓力為4.5 MPa.由圖2可知,當(dāng)?shù)貙訅毫Ω哂陲柡蛪毫r(shí),隨著壓力逐漸上升,原油黏度略有增加,但變化不大,壓力增加1 MPa,原油黏度平均僅提高0.03 mPa·s,基本保持不變;當(dāng)壓力低于飽和壓力時(shí),隨著壓力的下降原油黏度急劇增加,壓力降低1 MPa,原油黏度平均增加1.60 mPa·s.
圖1 長(zhǎng)10區(qū)塊脫氣半徑與地層壓力關(guān)系曲線
圖2 長(zhǎng)10區(qū)塊原油黏度隨地層壓力變化關(guān)系曲線
對(duì)于超前注水油藏,在油藏未脫氣部位,壓力升高引起的對(duì)開(kāi)發(fā)效果不利影響可以忽略不計(jì);而在油井附近油藏脫氣部位,由于平均地層壓力升高,使脫氣半徑減小,這有利于提高開(kāi)發(fā)效果.反之,如果油井地層壓力下降,脫氣半徑增大,原油黏度大幅度增加,將降低開(kāi)發(fā)效果.
無(wú)因次采液指數(shù)表明某一儲(chǔ)層供液能力,而采液指數(shù)則表征該層上一口生產(chǎn)井的采液能力.無(wú)因次采液指數(shù)JDL為
JDL=JL/(JL)fw=0=QL/Qomax,
(4)
QL=Qo+Qw,
(5)
(6)
(7)
式(4~7)中:JL為任一含水飽和度下的采液指數(shù);Qomax為油藏條件下含水率為0時(shí)的產(chǎn)油量;QL,Qo,Qw分別為油藏條件下的采液量、產(chǎn)油量和產(chǎn)水量;μo,μw分別為油藏條件下油和水的黏度;S為表皮因數(shù);Δp為生產(chǎn)壓差;K為地層滲透率;Kro為油相相對(duì)滲透率;Krw為水相相對(duì)滲透率;h為生產(chǎn)層有效厚度;G為啟動(dòng)壓力梯度;fw為含水率.
將式(5~7)代入式(4),得無(wú)因次采液指數(shù)與油水相對(duì)滲透率的關(guān)系[12]為
(8)
式中:Sw為含水飽和度;Swi為原始含水飽和度.
無(wú)因次采油指數(shù)JDO為
JDO=JDL(1-fw).
(9)
圖3 長(zhǎng)10區(qū)塊無(wú)因次采液/采油指數(shù)與含水率關(guān)系曲線
根據(jù)長(zhǎng)10區(qū)塊相對(duì)滲透率曲線計(jì)算無(wú)因次采油/采液指數(shù)和含水率(見(jiàn)圖3).由圖3可知,超前注水后,地層壓力從7.3 MPa上升到9.5 MPa,相同含水率條件下,無(wú)因次采油/采液指數(shù)增大,并且隨著含水率的升高,無(wú)因次采液指數(shù)先減小,然后增大,含水率達(dá)到60%左右,無(wú)因次采液指數(shù)降到最低,含水率大于60%后,無(wú)因次采液指數(shù)逐漸增大,最高達(dá)到1.3.
由于啟動(dòng)壓力梯度的存在,低滲透油藏的水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果與中、高滲油藏水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果存在較大差別.低滲透油藏油水兩相基本滲流運(yùn)動(dòng)方程[13]為
(10)
(11)
式(10~11)中:Bo為原油體積系數(shù);A為過(guò)流面積;L為流體滲流距離;Go為油相啟動(dòng)壓力梯度;Gw為水相啟動(dòng)壓力梯度.
根據(jù)兩相滲流實(shí)驗(yàn),相比于油相啟動(dòng)壓力梯度,水相啟動(dòng)壓力梯度可以忽略,式(11)可寫為
(12)
根據(jù)含水率的定義,有
(13)
圖4 長(zhǎng)10區(qū)塊采出程度與含水率關(guān)系曲線
將式(10)、(12)聯(lián)立得到存在啟動(dòng)壓力條件下fw的表達(dá)式為
(14)
根據(jù)長(zhǎng)10區(qū)塊相對(duì)滲透率曲線計(jì)算采出程度和含水率關(guān)系曲線(見(jiàn)圖4).由圖4可知,超前注水后,地層壓力從7.3 MPa上升到9.5 MPa,相同采出程度情況下,含水率降低,采收率從19.89%增加到21.01%,增加1.12%.
低滲透油藏最顯著的特征是存在啟動(dòng)壓力梯度和壓敏現(xiàn)象,已有的產(chǎn)量公式不再適用于低滲透油藏[14-15].適合超前注水條件,油藏平均壓力高于原始地層壓力,考慮黏度和滲透率變化的油井產(chǎn)量計(jì)算公式為
(15)
式中:αk為壓敏作用下與滲透率相關(guān)的變形系數(shù);αμ為壓敏作用下與黏度相關(guān)的變形系數(shù);pi為原始地層壓力.
從式(15)可以看出,壓差項(xiàng)中除存在啟動(dòng)壓力項(xiàng)G(re-rw)外,還存在由壓敏作用和脫氣導(dǎo)致滲透率降低、黏度增加而引起的附加阻力項(xiàng)Δpa,即
Δpa=(αk+αμ)[(pwf-pi)2-(pe-pi)2].
(16)
附加阻力項(xiàng)Δpa的大小與流壓、地層壓力有關(guān),流壓降低壓敏作用加重、脫氣半徑增大,附加阻力增大;地層壓力升高,壓敏作用減輕、脫氣半徑減小,附加阻力減小.基本參數(shù):αk=0.023 MPa-1,αμ=0.035 MPa-1,pwf=2 MPa,pi=7.3 MPa,根據(jù)式(16),油層壓力為7.3 MPa時(shí),附加阻力為0.82 MPa;當(dāng)油層壓力提高到9.5 MPa時(shí),附加阻力下降到0.67 MPa.根據(jù)穩(wěn)定滲流壓力分布公式,計(jì)算不同超前注水時(shí)間油井投產(chǎn)后穩(wěn)定滲流階段壓力和壓力梯度分布曲線(見(jiàn)圖5和圖6).由圖5和圖6可知,超前注水后,油層壓力提高,生產(chǎn)壓差增大,壓力梯度增大,同時(shí)附加阻力減小,產(chǎn)量提高,根據(jù)式(15)計(jì)算不同地層壓力條件下投產(chǎn)初期單井增產(chǎn)幅度(見(jiàn)表1).由表1可知,長(zhǎng)10區(qū)塊實(shí)施超前注水后,如果地層壓力從7.3 MPa升高到9.5 MPa,投產(chǎn)初期增產(chǎn)幅度為27.7%.
圖5 長(zhǎng)10區(qū)塊不同超前注水時(shí)間地層壓力分布曲線
圖6 長(zhǎng)10區(qū)塊不同超前注水時(shí)間壓力梯度分布曲線
表1 長(zhǎng)10區(qū)塊超前注水不同壓力條件下投產(chǎn)初期單井增產(chǎn)幅度
利用MSFLOW數(shù)值模擬軟件,采用非達(dá)西數(shù)值模擬方法,考慮啟動(dòng)壓力梯度,長(zhǎng)10區(qū)塊油藏參數(shù)見(jiàn)表2,采用反九點(diǎn)注水方式,分別計(jì)算同步注水和超前注水2種方案,研究油井投產(chǎn)時(shí)平均地層壓力對(duì)波及系數(shù)和采收率的影響.
表2 長(zhǎng)10區(qū)塊油藏模型參數(shù)
同步注水時(shí),油水井同時(shí)投產(chǎn)投注,油藏原始地層壓力為7.3 MPa;超前注水時(shí),只有水井開(kāi)井,分別模擬油層平均壓力上升到9.5 MPa和11.0 MPa時(shí)油井開(kāi)井生產(chǎn).油井開(kāi)井生產(chǎn)后,保持注采平衡,模擬含水率98%,計(jì)算水驅(qū)波及系數(shù)和采收率,計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表3,飽和度場(chǎng)見(jiàn)圖7和圖8.
由表3可知,長(zhǎng)10區(qū)塊采取同步注水,波及系數(shù)為86.30%(有效動(dòng)用系數(shù)為0.863),采收率為18.60%;采取超前注水,平均地層壓力升高到9.5 MPa時(shí)油井投產(chǎn),波及系數(shù)提高到94.24%(有效動(dòng)用系數(shù)為0.942),有效動(dòng)用系數(shù)增加0.079,采收率提高到20.82%,增加2.22%;平均地層壓力升高到11.0 MPa時(shí)油井投產(chǎn),波及系數(shù)提高到96.00%,有效動(dòng)用系數(shù)僅增加0.018,采收率提高到21.32%,增加0.50%.結(jié)果表明,對(duì)于滲透率為7×10-3μm2的油藏,當(dāng)超前注水使平均地層壓力升高到9.5 MPa以后,有效動(dòng)用系數(shù)已經(jīng)達(dá)到0.942,絕大部分區(qū)域驅(qū)動(dòng)壓差已能夠克服啟動(dòng)壓力梯度,繼續(xù)提高平均地層壓力,波及系數(shù)和采收率增加幅度不大.
表3 200 m井距不同平均地層壓力條件下波及系數(shù)與采收率計(jì)算結(jié)果
圖7 長(zhǎng)10區(qū)塊地層壓力9.5 MPa飽和度場(chǎng)變化
圖8 長(zhǎng)10區(qū)塊地層壓力11.0 MPa飽和度場(chǎng)變化
(1)對(duì)于超前注水油藏由于平均地層壓力升高,使脫氣半徑減小,有利于提高開(kāi)發(fā)效果;反之,如果油井地層壓力下降,脫氣半徑增大,原油黏度大幅度增加,將降低開(kāi)發(fā)效果.
(2)實(shí)施超前注水,無(wú)因次采液指數(shù)、采油指數(shù)略有增加,含水率低于60%時(shí),無(wú)因次采液指數(shù)下降;含水率高于60%時(shí),無(wú)因次采液指數(shù)逐漸上升,最高達(dá)到1.3.
(3)超前注水后,地層壓力從7.3 MPa上升到9.5 MPa,相同采出程度情況下,含水率降低.
(4)實(shí)施超前注水后,如果地層壓力從7.3 MPa升高到9.5 MPa,投產(chǎn)初期增產(chǎn)幅度為27.7%,提高采收率2.22%;有效動(dòng)用系數(shù)增加0.079.