嚴(yán) 科，張 俊，王本哲，馬曉明

(中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257051)

平面非均質(zhì)油藏均衡水驅(qū)調(diào)整方法研究

嚴(yán) 科，張 俊，王本哲，馬曉明

(中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257051)

針對平面非均質(zhì)油藏注采不均衡的問題，運(yùn)用數(shù)值模擬和油藏工程方法，提出了基于多參數(shù)定量計(jì)算的均衡水驅(qū)調(diào)整方法。研究表明，井距調(diào)整和驅(qū)替壓差調(diào)整是實(shí)現(xiàn)平面非均質(zhì)油藏均衡水驅(qū)的2種有效方式。根據(jù)儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性、流體分布狀況與注采井距、驅(qū)替壓差之間的水驅(qū)平衡關(guān)系式，可定量調(diào)整不同方向注采井距和驅(qū)替壓差的大小及比例。實(shí)際油藏應(yīng)用表明，均衡水驅(qū)調(diào)整能夠減小儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性對水驅(qū)開發(fā)的影響，提高注水利用率，有效改善油藏開發(fā)效果。

非均質(zhì)油藏;平面非均質(zhì)性;均衡水驅(qū);注采井距;驅(qū)替壓差;開發(fā)調(diào)整

0 引言

陸相沉積儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性主要受沉積環(huán)境和沉積動(dòng)力學(xué)控制。砂體在沉積過程中，砂粒的長軸通常平行于古水流方向，該方向上的滲透率明顯高于其他方向，由此造成了儲(chǔ)層的矢量特征［1］。在水驅(qū)開發(fā)過程中，由于注入水具有沿高滲方向優(yōu)先推進(jìn)的特點(diǎn)，從而導(dǎo)致驅(qū)替過程不均衡，甚至造成注入水沿高滲方向形成低效循環(huán)，進(jìn)而影響油藏整體的開發(fā)效果。因此，降低儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性對水驅(qū)的影響，調(diào)整和重建各向均衡的水驅(qū)注采體系已成為當(dāng)前油田開發(fā)調(diào)整的主導(dǎo)思路［2-5］。針對儲(chǔ)層的平面非均質(zhì)特征，有學(xué)者提出了矢量井網(wǎng)的概念，通過調(diào)整井網(wǎng)方向和注采井距來實(shí)現(xiàn)平面均衡驅(qū)替［6-10］。實(shí)際上，平面均衡水驅(qū)的實(shí)現(xiàn)不僅與井距有關(guān)，還與流體飽和度分布、驅(qū)替壓差等因素有關(guān)。該文主要探討基于多參數(shù)定量計(jì)算的平面水驅(qū)調(diào)整方法。

1 平面水驅(qū)調(diào)整方式及機(jī)理

在一個(gè)具體的平面非均質(zhì)井區(qū)范圍內(nèi)，調(diào)節(jié)水驅(qū)流場、實(shí)現(xiàn)平面均衡水驅(qū)主要有井距調(diào)整和驅(qū)替壓差調(diào)整2種方式。

井距調(diào)整是通過改變高滲、低滲方向的滲流距離來調(diào)節(jié)水驅(qū)流場。非均質(zhì)儲(chǔ)層變井距水驅(qū)數(shù)值模擬表明，在注采井距相同的條件下，各向驅(qū)替壓力梯度相同，但水驅(qū)并不均衡，低滲方向水驅(qū)程度相對較低(圖1a)。通過增大高滲方向注采井距、減小低滲方向注采井距，能夠降低高滲方向驅(qū)替壓力梯度，改變水驅(qū)流場的分布，低滲方向水驅(qū)程度可大于高滲方向(圖1b)。在多種井距調(diào)整方案中，存在一個(gè)最優(yōu)的井距比例關(guān)系，能夠?qū)崿F(xiàn)整個(gè)井區(qū)的均衡水驅(qū)和波及系數(shù)最大化(圖1c)。

驅(qū)替壓差調(diào)整指通過改變高滲方向和低滲方向的滲流動(dòng)力調(diào)整驅(qū)替壓差，從而調(diào)節(jié)水驅(qū)流場。非均質(zhì)儲(chǔ)層變驅(qū)替壓差水驅(qū)數(shù)值模擬表明，在各向驅(qū)替壓差相等、各向井距相同的條件下，驅(qū)替壓力梯度相同，但注入水沿高滲方向竄流，水驅(qū)不均衡(圖2a)。通過增大低滲方向驅(qū)替壓差、減小高滲方向驅(qū)替壓差，能夠改變原有驅(qū)替壓力梯度及水驅(qū)流場的分布，低滲區(qū)水驅(qū)程度可以得到強(qiáng)化(圖2b)。在多種驅(qū)替壓差調(diào)整方案中，存在一個(gè)最優(yōu)的驅(qū)替壓差比例，能夠?qū)崿F(xiàn)整個(gè)井區(qū)的均衡水驅(qū)和波及系數(shù)最大化(圖2c)。

圖1 非均質(zhì)儲(chǔ)層變井距水驅(qū)調(diào)整示意圖

圖2 非均質(zhì)儲(chǔ)層變驅(qū)替壓差水驅(qū)調(diào)整示意圖

2 平面水驅(qū)平衡關(guān)系推導(dǎo)

建立一個(gè)平面非均質(zhì)概念模型，在1口注水井周圍不同方向上分別部署2口生產(chǎn)井。各方向注采井距、儲(chǔ)層孔隙度、滲透率、含水飽和度均不相同(圖3)。

圖3 平面水驅(qū)平衡關(guān)系推導(dǎo)概念模型

以注入水從注水井端向油井端各向運(yùn)移時(shí)間相等為約束條件，推導(dǎo)水驅(qū)開發(fā)過程中儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性、流體分布狀況與注采井距、驅(qū)替壓差的平衡關(guān)系。

圖3中，a方向上注入水自水井運(yùn)移至油井的時(shí)間為:

式中:ta為a方向上注入水運(yùn)移時(shí)間，d;La為a方向上的注采井距，m;vwa為注入水沿a方向的平均運(yùn)移速度，m/d。

根據(jù)達(dá)西公式，注入水在a方向上的滲流速度為:

式中:v＇wa為a方向注入水滲流速度，m/d;Ka為a方向儲(chǔ)層平均滲透率，10-3μm2;Krwa為a方向水的相對滲透率;Swa為 a方向儲(chǔ)層平均含水飽和度，%;μw為注入水的黏度，mPa·s;Δpa為a方向驅(qū)替壓差，MPa。

注入水在a方向上的平均運(yùn)移速度與滲流速度之間存在以下關(guān)系:

式中:φa為a方向儲(chǔ)層平均孔隙度，%。

由式(1)～(3)，可得到a方向注入水自注水井移動(dòng)至油井的時(shí)間為:

同理，可得b方向注入水自注水井移動(dòng)至油井的時(shí)間為:

式中:tb為b方向注入水運(yùn)移時(shí)間，d;Lb為b方向上的注采井距，m;φb為 b方向儲(chǔ)層平均孔隙度，%;Kb為b方向儲(chǔ)層平均滲透率，10-3μm2;Swb為b方向儲(chǔ)層平均含水飽和度，%;Krwb為b方向水的相對滲透率;Δpb為b方向驅(qū)替壓差，MPa。

為實(shí)現(xiàn)a、b方向上油井端見水時(shí)間一致，需滿足:

由式(4)～(6)可得:

對式(7)做變換，可得:

式(8)即為平面非均質(zhì)儲(chǔ)層水驅(qū)平衡關(guān)系表達(dá)式。將不同方向儲(chǔ)層孔隙度、滲透率、含水飽和度及相對滲透率參數(shù)代入式(8)右端，根據(jù)計(jì)算出的比例關(guān)系可定量調(diào)整不同方向注采井距La、Lb和驅(qū)替壓差Δpa、Δpb的大小及比例，從而實(shí)現(xiàn)各向見水時(shí)間一致的平面均衡水驅(qū)。

3 實(shí)例應(yīng)用

以勝坨油田坨21斷塊3-10x136井區(qū)為例，該井區(qū)在調(diào)整前有1口注水井(3-10x136)，對應(yīng)2口油井(3-10-149、3-10x139)，開發(fā)層位為沙二段83-4單砂體。利用水驅(qū)平衡關(guān)系式對井區(qū)水驅(qū)平衡狀態(tài)進(jìn)行了計(jì)算，進(jìn)而對原水驅(qū)方向上的驅(qū)替壓差比例進(jìn)行了調(diào)整，在新水驅(qū)方向上優(yōu)化部署了1口新注水井(3-10x163)，進(jìn)一步完善了注采井網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)了平面均衡水驅(qū)。井區(qū)調(diào)整前后油水井注采對應(yīng)關(guān)系見圖4。

圖4 勝坨油田坨21斷塊3-10x136井區(qū)調(diào)整前后注采對應(yīng)狀況

3.1 老井驅(qū)替壓差調(diào)整

調(diào)整前注水井3-10x136注水壓力為13.2 MPa，注水量為52 m3/d;油井3-10-149產(chǎn)油量為4.9 t/d，含水為93.2%，動(dòng)液面為849 m;油井3-10x139產(chǎn)油量為2.3 t/d，含水為96.5%，動(dòng)液面為754 m。利用式(8)，對井區(qū)調(diào)整前的水驅(qū)平衡狀態(tài)進(jìn)行了定量計(jì)算。

將注水井3-10x136與油井3-10-149、3-10x1392各水驅(qū)方向的滲透率、孔隙度、含水飽和度、井距等參數(shù)代入式(8)，可計(jì)算出2個(gè)水驅(qū)方向之間的水驅(qū)平衡驅(qū)替壓差比應(yīng)為0.14，而根據(jù)該井區(qū)實(shí)際油水井壓力資料，計(jì)算出3-10-149井方向的驅(qū)替壓差為21.5 MPa，3-10x139井方向的驅(qū)替壓差為20.9 MPa，2個(gè)方向的實(shí)際驅(qū)替壓差比為1.03，與平衡驅(qū)替壓差比存在較大差異，反映該井區(qū)平面水驅(qū)狀態(tài)并不均衡。根據(jù)上述計(jì)算結(jié)果，降低了3-10-149井方向驅(qū)替壓差和產(chǎn)液量，增大了3-10x139井方向驅(qū)替壓差和產(chǎn)液量，使得井區(qū)水驅(qū)均衡狀態(tài)和開發(fā)效果有了很大改善，綜合含水由94.8%下降至92.2%，日產(chǎn)油由7.2 t/d上升至10.8 t/d。

3.2 新井注采井距優(yōu)化設(shè)計(jì)

由于該井區(qū)調(diào)整前2口油井均為單向受效，為進(jìn)一步協(xié)調(diào)井區(qū)注采關(guān)系，在井區(qū)東北部部署了1口新注水井完善井網(wǎng)。在新井井位的設(shè)計(jì)過程中，先預(yù)設(shè)新注水井與2口油井之間的驅(qū)替壓差之比為1.0，然后利用水驅(qū)平衡關(guān)系式(8)，代入儲(chǔ)層、流體參數(shù)后對新注水井與2口油井的井距進(jìn)行了試算，確定新注水井距3-10-149井320 m，距3-10x139井220 m。

新注水井3-10x163完鉆并投注后，注水壓力為9.7 MPa，注水量為100 m3/d，綜合井區(qū)油水井及動(dòng)、靜態(tài)資料對水驅(qū)平衡狀態(tài)進(jìn)行了計(jì)算。將新注水井與油井3-10-149、3-10x139兩個(gè)水驅(qū)方向的滲透率、孔隙度、含水飽和度、井距等參數(shù)代入式(8)，可計(jì)算出2個(gè)水驅(qū)方向之間的水驅(qū)平衡驅(qū)替壓差比應(yīng)為0.99。實(shí)際油水井壓力資料表明，新注水井與3-10-149井方向的驅(qū)替壓差為18.1 MPa，與 3-10x139井方向的驅(qū)替壓差為 17.5 MPa，2個(gè)方向的實(shí)際驅(qū)替壓差比為1.034，與平衡驅(qū)替壓差比接近，反映該井區(qū)平面水驅(qū)狀態(tài)基本均衡。

利用上述調(diào)整方式，共在整個(gè)油藏實(shí)施老井注采參數(shù)調(diào)整16井次，優(yōu)化部署新井9口(油井5口，注水井4口)，調(diào)整后油藏整體開發(fā)效果得到明顯改善。采用遞減法標(biāo)定，初始遞減率由13.5%減緩至11.3%，采收率由35.17%提高至39.40%，提高采收率4.23個(gè)百分點(diǎn)，增加可采儲(chǔ)量20.0×104t。

4 結(jié)論

(1)平面非均質(zhì)油藏均衡水驅(qū)調(diào)整包括井距調(diào)整和驅(qū)替壓差調(diào)整2種方式，其本質(zhì)是調(diào)節(jié)各向注入水運(yùn)移時(shí)間。

(2)儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性、流體分布狀況與注采井距、驅(qū)替壓差之間存在水驅(qū)平衡關(guān)系，據(jù)此可定量調(diào)整不同方向注采井距和驅(qū)替壓差的大小及比例，實(shí)現(xiàn)平面均衡水驅(qū)。

(3)均衡水驅(qū)調(diào)整是平面非均質(zhì)油藏改善水驅(qū)效果的有效手段，具有較強(qiáng)的礦場操作性，能夠最大程度降低儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響，提高水驅(qū)波及系數(shù)和水驅(qū)采收率。

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編輯朱雅楠

TE324

A

1006-6535(2015)05-0086-04

20150604;改回日期:20150729

國家科技重大專項(xiàng)“勝利油田特高含水期提高采收率技術(shù)”(2011ZX05011);中國博士后科學(xué)基金資助項(xiàng)目“近極限含水期河控三角洲儲(chǔ)層內(nèi)部結(jié)構(gòu)及剩余油分布”(2012M511542)

嚴(yán)科(1973-)，男，高級工程師，1996年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)采油工程專業(yè)，2009年畢業(yè)于該校地質(zhì)資源與地質(zhì)工程專業(yè)，獲博士學(xué)位，現(xiàn)從事油藏地質(zhì)及油田開發(fā)研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.05.018