殷代印， 李文亮， 王 蕊

(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.華北油田采油工程研究院，河北任丘 062552)

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低滲透油田增產(chǎn)措施效果評(píng)價(jià)

殷代印1， 李文亮1， 王 蕊2

(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.華北油田采油工程研究院，河北任丘 062552)

低滲透油田儲(chǔ)層物性差、產(chǎn)能低，通過(guò)壓裂措施與堵水措施相結(jié)合，可以實(shí)現(xiàn)控制產(chǎn)量遞減、減緩含水上升的目的。應(yīng)用數(shù)值模擬軟件模擬未壓裂條件下產(chǎn)油量變化，考慮壓裂效果疊加，推導(dǎo)出計(jì)算壓裂增油量的數(shù)學(xué)公式，該公式能夠確定壓裂增油量的變化規(guī)律以及對(duì)產(chǎn)量遞減的影響；模擬未堵水條件下產(chǎn)液量、產(chǎn)油量變化，計(jì)算堵水措施對(duì)全區(qū)產(chǎn)油量以及含水率的影響。壓裂能夠減緩當(dāng)年產(chǎn)量遞減，在之后的有效期內(nèi)加快產(chǎn)量遞減；堵水的增油有效期小于降水有效期，在增油有效期內(nèi)降水幅度較大。

壓裂； 堵水； 效果疊加； 遞減率

低滲透油田先天地質(zhì)條件較差，普遍體現(xiàn)流體滲透能力差、產(chǎn)能低的特點(diǎn)，一般需要進(jìn)行增產(chǎn)改造才能維持正常生產(chǎn)。壓裂是低滲透油藏保持穩(wěn)定產(chǎn)量的基本保證；壓裂引起的一個(gè)重要問(wèn)題就是過(guò)度水淹，目前針對(duì)水淹的處理方法主要是堵水[1-4]。油井措施增油量的準(zhǔn)確計(jì)算，是客觀真實(shí)地評(píng)價(jià)油井增產(chǎn)措施效果和措施經(jīng)濟(jì)效益的基礎(chǔ)。目前常用的壓裂效果評(píng)價(jià)方法主要以地質(zhì)靜態(tài)資料為依據(jù)，重點(diǎn)描述壓裂后裂縫的微觀滲流機(jī)理，基于微觀滲流機(jī)理推導(dǎo)裂縫井的產(chǎn)能公式，推導(dǎo)過(guò)程抽象并且較為復(fù)雜[5-8]。數(shù)理統(tǒng)計(jì)法是一種常用的措施效果預(yù)測(cè)方法，它避開(kāi)了對(duì)措施復(fù)雜機(jī)理的描述[9-11]，礦場(chǎng)的實(shí)用性相對(duì)較好。本文在已有數(shù)學(xué)模型的基礎(chǔ)之上，研究了壓裂增油量的遞減規(guī)律，并應(yīng)用數(shù)值模擬方法，結(jié)合統(tǒng)計(jì)規(guī)律，得到壓裂增油量的變化規(guī)律、堵水增油量及含水率變化規(guī)律。

1 措施效果評(píng)價(jià)理論基礎(chǔ)

根據(jù)已有研究成果[12]，綜合遞減率公式為:

(1)

根據(jù)公式(1)，綜合遞減率與措施增油量的關(guān)系為:

(2)

1.1 壓裂效果評(píng)價(jià)

壓裂形成的裂縫具有高的導(dǎo)流能力，使地層的滲透率增加，主要影響地層的地層系數(shù)λ=Kh。

壓裂后滲透率

(3)

式中:K0為壓裂前地層的滲透率，是一個(gè)常數(shù)，ΔK為實(shí)施壓裂措施后地層滲透率的增加值，該值與壓裂的時(shí)間有關(guān)。

λ=K0h+ΔKh

(4)

由于壓裂井滲透率增加值及其遞減很難確定，而壓裂后的產(chǎn)量變化可以直接觀測(cè)，因此，用壓裂井產(chǎn)量增量變化研究壓裂對(duì)遞減率的影響。

壓裂措施對(duì)當(dāng)年遞減率的貢獻(xiàn)：

(5)

式中：u為累計(jì)壓裂措施量，ΔQ為壓裂增油量，c1=ΔQ/Δu1，為單位壓裂措施增油量。壓裂措施對(duì)以后各年遞減率的貢獻(xiàn)：

(6)

根據(jù)統(tǒng)計(jì)分析，壓裂井增油量符合指數(shù)遞減，即

(7)

式中：ΔQ為壓裂當(dāng)年增油量，104t；af為壓裂增油量遞減率，%；nf為壓裂井?dāng)?shù)。

綜合以上分析，壓裂措施對(duì)第i年產(chǎn)量遞減的影響包括，當(dāng)年壓裂措施增油量的影響和往年壓裂措施遞減量的影響。第i- 1年壓裂措施對(duì)第i年產(chǎn)量遞減率的貢獻(xiàn)：

他紋絲不動(dòng)，臉上尖銳的刺痛沒(méi)能讓他挪動(dòng)分毫，甚至眼皮都沒(méi)有眨一下。直到對(duì)方走到了數(shù)丈開(kāi)外，他才稍稍扭了扭頭，望向了它的背影。

(8)

依此類推，上溯到壓裂有效期到第n年結(jié)束，即:

(9)

1.2 堵水效果評(píng)價(jià)

堵水措施是使水在生產(chǎn)井處的油水轉(zhuǎn)向，由高滲透層向著低滲透層，含水率是和油水的相對(duì)滲透率比有關(guān)，而油水兩相的相對(duì)滲透率比隨著出口端含水飽和度的變化有關(guān)。

出口端含水飽和度可以用下式來(lái)表示：

在堵水過(guò)程中，生產(chǎn)井的飽和度不能得到準(zhǔn)確的數(shù)值，而堵水后的產(chǎn)量變化可以直接觀測(cè)，因此，用堵水井產(chǎn)量增量變化研究堵水對(duì)遞減率的影響。

堵水措施對(duì)當(dāng)年遞減率的貢獻(xiàn)：

(10)

(11)

(12)

2 油田應(yīng)用實(shí)例

S油田1987年投入生產(chǎn)，1989年開(kāi)始實(shí)施壓裂措施調(diào)整。以S油田1993年壓裂井為例對(duì)壓裂增油效果進(jìn)行分析，應(yīng)用數(shù)值模擬軟件預(yù)測(cè)未實(shí)施壓裂條件下產(chǎn)油量變化情況，壓裂增產(chǎn)情況如圖1所示。由圖1可知，1993年壓裂井的有效期為3年[9]，壓裂當(dāng)年平均單井增油量為0.022 7萬(wàn)t，之后措施增油量逐年遞減，增油量的遞減規(guī)律如圖2所示，壓裂井各年壓裂效果見(jiàn)表1。增油量符合指數(shù)遞減規(guī)律，遞減率為35.34%。由表1可知壓裂的效果為：壓裂能夠降低壓裂當(dāng)年產(chǎn)量遞減率，但是隨著時(shí)間的推移，壓裂增油量也會(huì)遞減，并且壓裂增油量的遞減率大于未實(shí)施措施時(shí)的產(chǎn)油量遞減率，因此會(huì)使產(chǎn)量遞減加快。

圖1 S油田1993年壓裂井增產(chǎn)情況

Fig.1 Fractured well in 1993 production in S oilfield

圖2 S油田1993年壓裂井增油量遞減規(guī)律

Fig.2 Fractured well in 1993 increased amount of oil decrease regular in S oilfield

S油田各年疊加的壓裂效果及1993年堵水井各年效果如表2、3所示。S油田壓裂第一年平均單井增油量為0.028 1萬(wàn)t，壓裂增油量以遞減率為36.31%的指數(shù)遞減方式遞減，有效期為2～3 a，平均每年降低遞減率0.81%。

表2 S油田各年壓裂效果

表3 S油田1993年堵水井各年效果

S油田1991年開(kāi)始實(shí)施堵水措施調(diào)整，以1993年堵水井為例對(duì)堵水效果進(jìn)行分析，應(yīng)用數(shù)值模擬軟件預(yù)測(cè)未實(shí)施堵水條件下產(chǎn)油量、產(chǎn)液量變化情況，堵水增產(chǎn)、降液情況如圖3、4所示，由圖3、4可知，1993年堵水井增油效果持續(xù)3 a，降水效果持續(xù)6 a。堵水當(dāng)年平均單井增油量為0.013 0萬(wàn)t，之后措施增油量逐年遞減，增油量的遞減規(guī)律如圖2所示，增油量符合指數(shù)遞減規(guī)律，遞減率為35.71%。由表3可知堵水的效果為：增油有效期為3 a，措施當(dāng)年減緩產(chǎn)量遞減，之后的有效期內(nèi)加快產(chǎn)量遞減；降水有效期為6 a，在增油有效期內(nèi)降水幅度較大。

圖3 S油田1993年堵水井增產(chǎn)情況

Fig.3 Plugging wells in 1993 production of S oilfield

圖4 S油田1993年堵水井降液情況

Fig.4 Plugging wells in 1993 drop liquid of S oilfield

S油田各年疊加的堵水效果如表4所示，堵水當(dāng)年平均單井增油量為0.010 8萬(wàn)t，堵水增油量以遞減率為37.03%的指數(shù)遞減方式遞減，增油有效期為2～3 a；平均單井降低含水率0.068 4%，降水有效期為5～6 a；堵水措施平均每年降低遞減率0.17%。

表4 S油田各年堵水效果

3 結(jié)論

(1) 推導(dǎo)出了壓裂增油量及對(duì)產(chǎn)量遞減影響的計(jì)算公式，考慮不同年份壓裂效果疊加的影響，可以較為客觀真實(shí)地評(píng)價(jià)壓裂效果及對(duì)產(chǎn)量的影響。

(2) 壓裂措施的效果為：壓裂當(dāng)年在增加產(chǎn)油量的同時(shí)也降低了遞減率，而在之后的有效期內(nèi)加快了產(chǎn)量遞減。

(3) 堵水效果為：油井單井堵水后，會(huì)出現(xiàn)小幅度短時(shí)期的增油效果和大幅度長(zhǎng)時(shí)間的降水效果，在增油有效期內(nèi)降水幅度較大。

(4) S油田壓裂當(dāng)年平均單井增油量為0.026 8萬(wàn)t，壓裂增油量以遞減率為36.31%的指數(shù)遞減方式遞減，有效期為2～3 a，平均每年降低遞減率0.81%。

(5) S油田堵水當(dāng)年平均單井增油量為0.010 8萬(wàn)t，堵水增油量以遞減率為37.03%的指數(shù)遞減方式遞減，增油有效期為2～3 a，平均單井降低含水率0.068 4%，降水有效期為5～6 a，堵水措施平均每年降低遞減率0.17%。

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(編輯 王亞新)

Effect of Stimulation Means on Low Permeable Oil Fields

Yin Daiyin1， Li Wenliang1， Wang Rui2

(1. Key Laboratory of Enhanced Oil and Gas Recovery of Ministry of Education, Northeast Petroleum University, DaqingHeilongjiang163318,China； 2.HuabeiOilfieldProductionEngineeringResearchInstitute，RenqiuHebei062552,China)

The low permeable oil fields have the characteristics of poor reservoir property and low capacity. Production decline and slow water cut rising can be controlled through fracturing measures combined with water plugging measures. Oil production change without fracturing is simulated using numerical simulation software. Considering the fracturing effect overlay, mathematical formula is deduced for computing the fracturing increased amount of oil. The formula can determine the fracture increased quantity of oil change rule and influence on the production decline. Fluid volume and oil changes under the condition of no water plugging are also simulated. So, the influence of water plugging measures for the moisture content of the oil produced can be calculated. The production decline can be slow down by fracturing, while the production decline in the period of validity is speed up. Water plugging for the validity of oil increase is less than the validity of precipitation. The scope of precipitation is bigger within the validity period of the oil increase.

Fracturing; Water plugging; Effect of stacking; Lapse rate

1006-396X(2015)01-0041-05

2014-06-09

2014-12-20

黑龍江省自然科學(xué)基金“頁(yè)巖氣活性水壓裂開(kāi)發(fā)滲流機(jī)理研究”(A201102)。

殷代印(1966-)，男，博士，教授，從事油氣田開(kāi)發(fā)油藏?cái)?shù)值模擬研究；E-mail: dargon_001@163.com。

TE357

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.01.009