鄭金定,謝向威,陳嫽,阮龍飛 (長江大學(xué)石油工程學(xué)院,湖北武漢 430100)

水驅(qū)開發(fā)油藏提液機(jī)理及其政策界限研究

鄭金定,謝向威,陳嫽,阮龍飛 (長江大學(xué)石油工程學(xué)院,湖北武漢 430100)

提液是一種成本低、工藝簡單、見效快的穩(wěn)油措施。根據(jù)滲流力學(xué)理論,對提液機(jī)理進(jìn)行了研究,并結(jié)合實(shí)際油藏,運(yùn)用無因次采液指數(shù)模型和動(dòng)態(tài)分析方法探討了地質(zhì)特征和施工參數(shù)對提液效果的影響。研究表明,在水驅(qū)油藏開發(fā)中后期采取提液穩(wěn)油措施,不僅能夠增大驅(qū)動(dòng)壓力梯度,還能降低啟動(dòng)壓力梯度對滲流的影響;油水黏度比越大、儲(chǔ)層中值滲透率和滲透率變異系數(shù)越大,則極限無因次采液指數(shù)越大,導(dǎo)致無因次采液指數(shù)隨含水率變化范圍和上升速度也越大,且無因次采液指數(shù)顯著變化階段對應(yīng)的含水率范圍也越大;提液倍數(shù)存在一個(gè)合理范圍,若提液倍數(shù)過大會(huì)導(dǎo)致水相渠道流而使油井暴淹;合理提液時(shí)機(jī)應(yīng)該在無因次采液指數(shù)隨含水率顯著上升的階段,且該范圍隨極限無因次采液指數(shù)的增大而增大。

水驅(qū)油藏;提液機(jī)理;無因次采液指數(shù)

目前,我國東部地區(qū)水驅(qū)開發(fā)油藏大部分處于中高含水期階段,具有產(chǎn)量遞減快、控水穩(wěn)油難等特點(diǎn)[1]。特別是剩余油儲(chǔ)量和豐度小的老油田,實(shí)施大規(guī)模增產(chǎn)作業(yè)具有很高的風(fēng)險(xiǎn)。由于提液工藝簡單、作業(yè)成本低,因而是一種較好的穩(wěn)油措施[2]。如何利用提液措施改善油田高含水期的開發(fā)效果和最大限度地提高水驅(qū)采收率,一直是人們關(guān)心的熱點(diǎn)。為此,筆者從滲流機(jī)理出發(fā),對水驅(qū)開發(fā)油藏提液機(jī)理及其合理參數(shù)進(jìn)行了研究。

1 提液機(jī)理研究

水驅(qū)油是不穩(wěn)定的過程,當(dāng)水驅(qū)前緣達(dá)到油井井底之后,井筒附近含水飽和度逐漸上升,導(dǎo)致在相同的壓力梯度下油井含水率變大。對于某一單井或區(qū)塊,產(chǎn)液量、產(chǎn)油量和含水率三者之間的關(guān)系如下:

式中,Qo為產(chǎn)油量,m3/d;Ql為產(chǎn)液量,m3/d;fw為含水率,%。

顯然,隨著含水率的上升,要保持穩(wěn)產(chǎn),就必須提液。若提液前后含水率為定值,則提液量與增油量成比例。但實(shí)際施工中含水率不穩(wěn)定,可能增大或減小,且增減幅度也不盡相同,這主要與靜態(tài)地質(zhì)特征、剩余油分布和存在形式以及提液工藝參數(shù)等因素相關(guān)。

1.1 徑向線性滲流的提液機(jī)理

油層中多井工作時(shí),整個(gè)滲流場中勢的分布是每個(gè)源匯單獨(dú)存在所引起勢的代數(shù)和[3]。對于一源一匯構(gòu)成的注采單元,對勢函數(shù)求導(dǎo)疊加得到:

式中,p為地層中M點(diǎn)處的壓力,MPa;r為M點(diǎn)與源匯的距離,m;q1、q2分別生產(chǎn)井和注水井單位地層厚度的產(chǎn)液量,m3/(d·m);Ko、Kw分別為油相和水相滲透率,m D;μo、μw分別為油相和水相黏度,mPa·s;r1、r2分別為M點(diǎn)與生產(chǎn)井和注水井之間的距離,m。

若進(jìn)行強(qiáng)注強(qiáng)采,生產(chǎn)井和注水井同時(shí)增大A倍數(shù)(A＞1),則此時(shí)M點(diǎn)的壓力梯度變?yōu)?

由式(3)可知,壓力梯度及其增量與空間位置有關(guān),且提液增注之后M點(diǎn)的壓力梯度是提液前的A倍。在油水井附近的區(qū)域驅(qū)動(dòng)壓力梯度大,壓力梯度增量也相應(yīng)較大;在遠(yuǎn)離油水井的中間區(qū)域,驅(qū)動(dòng)壓力梯度小,壓力梯度增量也較小,易形成剩余油富集區(qū)。此外,提液可以縮小死油區(qū)范圍,增大水驅(qū)波及系數(shù),從而達(dá)到穩(wěn)油目的。

1.2 考慮啟動(dòng)壓力梯度的提液機(jī)理

當(dāng)徑向滲流存在啟動(dòng)壓力梯度時(shí),油井產(chǎn)量方程為[4]:

式中,Q為單井產(chǎn)量,m3/d;h為儲(chǔ)層厚度,m;Go為油相啟動(dòng)壓力梯度,MPa/m;ΔP為生產(chǎn)壓差,MPa;re為泄油半徑,m;rw為井筒半徑,m;K為儲(chǔ)層滲透率,m D。

若生產(chǎn)壓差放大A倍,則提液后油井產(chǎn)量公式為:

由式(5)可知,當(dāng)存在啟動(dòng)壓力時(shí),單井產(chǎn)量減小,減小的幅度與滲透率、原油的極限剪切應(yīng)力以及井距有關(guān),即滲透率和生產(chǎn)壓差越小,單井產(chǎn)量遞減幅度越大;原油極限剪切應(yīng)力和井距越大,產(chǎn)量遞減幅度越大。另外,放大生產(chǎn)壓差既能提高驅(qū)動(dòng)壓力梯度,又能降低啟動(dòng)壓力梯度對滲流的影響。

2 提液時(shí)機(jī)的優(yōu)選

提液時(shí)機(jī)對水驅(qū)效果至關(guān)重要,過早提液只會(huì)放大儲(chǔ)層非均質(zhì)性,導(dǎo)致層間指進(jìn)或?qū)觾?nèi)舌進(jìn)。目前,主要根據(jù)含水率來劃分合理提液時(shí)機(jī)。俞啟泰等建立的三角洲相儲(chǔ)層無因次采液指數(shù)模型如下[5]:

式中,μR為油水黏度比;VK為對數(shù)正態(tài)分布滲透率變異系數(shù);K50為對數(shù)正態(tài)分布概率50%處的滲透率,mD;JL1.0D為含水率fw=100%時(shí)的極限無因次采液指數(shù);JLD為某一含水率下的無因次采液指數(shù)。

圖1 無因次采液指數(shù)JLD與含水率fw之間的關(guān)系圖

設(shè)定一組極限無因次采液指數(shù),將其帶入式(8),計(jì)算結(jié)果如圖1所示。

從圖1可以看出,在不同JL1.0D下, JLD隨含水率變化的幅度和速度差別很大,因而需要結(jié)合實(shí)際油藏和流體特征優(yōu)選提液時(shí)機(jī),具體內(nèi)容如下:①油水黏度比越低、中值滲透率和滲透率變異系數(shù)越小, 則JL1.0D越小,導(dǎo)致JLD隨含水率變化范圍和上升速度較小;反之,JLD隨含水率變化范圍和上升速度較大。②當(dāng)JL1.0D＜2時(shí),含水率為98%的時(shí)候?qū)?yīng)的JLD＜1.8,這說明該類油藏的提液潛力不大,不宜提液。③JL1.0D越大,油井JLD顯著變化階段對應(yīng)的含水率范圍也越寬。例如當(dāng)JL1.0D=6時(shí),JLD在含水率77%以后才開始顯著增大;而對于JL1.0D=10時(shí),JLD在含水率60%以后就開始顯著增大,此時(shí)可以通過提液來達(dá)到穩(wěn)油目的。

3 實(shí)例分析

M油田Ⅳ2層沉積環(huán)境為扇三角洲前緣-淺湖。油藏含油面積3.18km2,地質(zhì)儲(chǔ)量324.1×104t,地層原始壓力21.14MPa,平均滲透率220m D,原油黏度5.8mPa·s。目前,該油藏處于開采后期,綜合遞減率超過17.5%。在“雙高”困境下,大部分剩余油受到邊界層的影響,在流動(dòng)中存在啟動(dòng)壓力梯度。因此,放大生產(chǎn)壓差是剩余油的有效挖潛方式之一。

3.1 提液時(shí)機(jī)分析

圖2 M油田Ⅳ2層無因次采液指數(shù)與含水率關(guān)系圖

將M油田Ⅳ2層的油水黏度比、中值滲透率等參數(shù)代入式(8),得到無因次采液指數(shù)曲線(見圖2)。從圖2可以看出,區(qū)塊無因次采液指數(shù)在含水率達(dá)到77%后才顯著增大,此時(shí)供液能力逐漸增強(qiáng),可以利用提液來穩(wěn)油。

3.2 區(qū)塊提液效果分析

根據(jù)該油藏開發(fā)井史,共統(tǒng)計(jì)17口提液井在不同時(shí)期的措施效果,并引入累計(jì)增油增液比和提液倍數(shù)來衡量提液效果及其強(qiáng)度,據(jù)此研究不同沉積微相條件下提液倍數(shù)和提液前含水率對穩(wěn)油效果的影響。

累計(jì)增油增液比與提液倍數(shù)的關(guān)系圖如圖3所示。由圖3可知,沉積微相不僅影響流動(dòng)單元的物性,同時(shí)影響油水井之間的連通性。該扇三角洲前緣-淺湖沉積環(huán)境中,發(fā)育有水下分流河道、水下分流間灣以及席狀砂等,其中席狀砂物性較水下分流河道差,油水井連通性差,很多油井不受效或單向受效,導(dǎo)致在提液過程中能量和液量供給不足,累計(jì)增油增液比普遍小于0.1。對于處在水下分流河道中的油井,一般為多向受效,油井累計(jì)增油增液比較高。另一方面,提液倍數(shù)過大容易造成水相渠道流,致使含水率上升加速。因此,該區(qū)塊提液倍數(shù)定為1.6較為合理。

累計(jì)增油增液比與提液前含水率的關(guān)系圖如圖4所示。由圖4可知,單井提液措施均發(fā)生在含水率在77%之后,符合提液要求,但當(dāng)含水率達(dá)到95%后,提液效果明顯下降,其主要原因是處于特高含水期的油井井底附近含水飽和度很高,水相滲透率遠(yuǎn)大于油相滲透率,在過大的驅(qū)動(dòng)壓力梯度下,地層中形成水相渠道流,導(dǎo)致油井很快水淹,使得提液有效期不長。

圖3 累計(jì)增油增液比與提液倍數(shù)的關(guān)系圖

圖4 累計(jì)增油增液比與提液前含水率的關(guān)系圖

4 結(jié)論

1)在水驅(qū)油藏開發(fā)中后期,提液是一種有效穩(wěn)油措施。通過放大生產(chǎn)壓差,不僅能夠增大驅(qū)動(dòng)壓力梯度,還能降低啟動(dòng)壓力梯度對滲流的影響。

2)油水黏度比越大、儲(chǔ)層中值滲透率和滲透率變異系數(shù)越大,則極限無因次采液指數(shù)越大,導(dǎo)致無因次采液指數(shù)隨含水率變化范圍和上升速度也越大,且無因次采液指數(shù)顯著變化階段對應(yīng)的含水率范圍也越寬。

3)合理提液時(shí)機(jī)是無因次采液指數(shù)隨含水率顯著上升的階段,該階段可通過無因次采液指數(shù)模型確定;提液倍數(shù)存在一個(gè)合理范圍,若提液倍數(shù)過大會(huì)導(dǎo)致水相渠道流而使油井暴淹。

[1]方宏長,馮明生.中國東部幾個(gè)主要油田高含水期提高水驅(qū)采收率的方向[J].石油勘探與開發(fā),1999,26(1):60-62.

[2]王國民,高江取,胡心玲,等.強(qiáng)化排液研究及礦場應(yīng)用[J].特種油氣藏,2004,11(4):78-80.

[3]張建國.滲流力學(xué)基礎(chǔ)[M].北京:石油大學(xué)出版社,2006.

[4]黃延章.低滲透油層非線性滲流特征[J].特種油氣藏,1997,4(1):9-14.

[5]俞啟泰,羅洪,陳素珍.三角洲相儲(chǔ)層油藏?zé)o因次采液指數(shù)計(jì)算的典型通用公式[J].中國海上油氣地質(zhì),2000,11(4):53-56.

[編輯]李啟棟

TE357

A

1673-1409(2014)26-0106-04

2014-03-11

鄭金定(1988-),男,碩士生,現(xiàn)主要從事油氣藏開發(fā)方面的研究工作。