朱圣舉， 安小平， 張皎生

(1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室)

依據見水速度優(yōu)化注采壓差研究

——以鄂爾多斯盆地某砂巖油藏為例

朱圣舉1，2， 安小平1，2， 張皎生1，2

(1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室)

摘要：為了實現面積注采井網在平面上的均衡水驅，提高掃油面積系數，依據反九點井網油井見水時間公式，在假設各采油井見水時間相同的條件下，建立了注采壓差優(yōu)化模型。研究表明，合理的注邊壓差(注水井與邊采油井之間的壓差Δps)與注角壓差(注水井與角采油井之間的壓差Δpc)之比，與幾何因子和儲層滲流因子的乘積成反比。對鄂爾多斯盆地某砂巖油藏正方形反九點井網實際資料分析和計算表明：接近合理的注邊壓差與注角壓差之比的注采關系更有利于均衡水驅。

關鍵詞：鄂爾多斯盆地；水驅油藏；反九點井網；注采壓差；見水速度

注采壓差是注水井井底流壓與采油井井底流壓之差值，是注水開發(fā)油藏的重要指標。

文獻[1-3]對邊底水油藏的合理生產壓差進行了研究，文獻[4]對高飽和、高氣油比油藏的合理生產壓差進行了研究，文獻[5-6]對水平井的合理生產壓差進行了研究，文獻[7-8]對變形介質儲層的合理生產壓差進行了研究，文獻[9-13]對注水開發(fā)油藏的合理生產壓差進行了研究。

然而，遺憾的是，以上文獻的研究均是基于單井或者注采兩口井，均沒有注采井網的概念，更沒有考慮非均質的影響。鑒于此，本文從滲流單元研究入手，并考慮平面非均質性，建立起了反九點注采井網的注采壓差優(yōu)化模型，可用于油田開發(fā)規(guī)劃設計及油田開發(fā)調整設計。

1注采壓差優(yōu)化模型的建立

水驅前緣沿注采井連線(OA)到達角采油井井底A的時間tc[14]

(1)

圖1　反九點井網滲流單元示意圖

式中：C=0.0864；C1=β1/α1；α1=∠AOD，β1=∠OAD，rad；Kc——注水井與角采油井之間的儲層滲透率，10-3μm2；μc——注水井與角采油井之間的地層流體黏度，mPa·s；ph——注水井井底(O點)流壓，MPa；pfc——角采油井井底(A點)流壓，MPa；Δpc——注水井與角采油井之注采壓差，Δpc=ph-pfc，MPa；L——OA長度， m；rw——井筒半徑，m；fwc′(Swfc)——注水井與角采油井之間的前緣含水飽和度Swfc對應的含水率的變化率，f；φc——注水井與角采油井之間的儲層孔隙度，f；tc——水驅前緣達到角采油井(A點)的時間，d。

令

Ac=

(2)

則式(1)變?yōu)?/p>

(3)

邊采油井(C點)有兩個見水時間ts1及ts2。

邊采油井(C點) ) (ΔODC中)見水時間ts1[14]

ts1=

(4)

式中：C2=β2/α2；α2=∠COD，β2=∠OCD，rad；Ks——注水井與邊采油井之間的儲層滲透率，10-3μm2；μs——注水井與邊采油井之間的地層流體黏度，mPa·s；pfs——邊采油井井底(C點)流壓，MPa；Δps——注水井與邊采油井之注采壓差，Δps=ph-pfs，MPa；fws′(Swfs)——注水井與邊采油井之間的前緣含水飽和度Swfs對應的含水率的變化率，f；φs——注水井與邊采油井之間的儲層孔隙度，f；ts1——水驅前緣達到邊采油井(C點) (ΔODC中)的時間，d。

令

As1=

(5)

則式(4)變?yōu)?/p>

(6)

邊采油井 (C點) (ΔOEC中)見水時間ts2[14]

ts2=

(7)

式中：C3=β3/α3；α3=∠COE，β3=∠OCE，rad；ts2——水驅前緣達到邊采油井(C點) (ΔOEC中)的時間，d。

令

As2=

(8)

則式(7)變?yōu)?/p>

(9)

則

(10)

令

(11)

(12)

(13)

則式(10)變?yōu)?/p>

(14)

同理

(15)

(16)

式(16)即為反九點井網注采壓差優(yōu)化模型，命名M1、M2為幾何因子，反映了平面幾何非均質性；命名N為儲層滲流因子，反映了儲層滲流非均質性。

優(yōu)化注采壓差的思路就是使角采油井與邊采油井的見水時間盡量一致，達到均衡水驅、提高注水掃油面積系數的目的。因此可這樣考慮，先比較As1與As2的大小，取其小者(命名為As)參與注采壓差優(yōu)化。然后再令tc/ts=1(ts即為與As對應的見水時間)，則由式(14)或(15)可確定出Δps/Δpc，那么，只要先用其它方法確定出一個合理注采壓差，則另一個合理注采壓差也就相應求出來了。

2實例分析

由公式(14)，令tc/ts=1時，計算得Δps/Δpc=1.9418，即該正方形反九點井網注采井組的各合理注采壓差應為：注水井與邊采油井的注采壓差應為注水井與角采油井的注采壓差的1.941 8倍。

而實際開發(fā)過程中，一組注采壓差為：Δps及Δpc均為15 MPa，結果角采油井見水時間tc為525天，而邊采油井見水時間ts為1020天，平面上水驅極不均衡；而另一組注采壓差為：Δpc=15 MPa，Δps=28MPa，Δps/Δpc=1.8667(接近合理值1.941 8)，結果角采油井見水時間tc為525天，而邊采油井見水時間ts為546天，平面上水驅相對均衡。

3結論

(1) 基于反九點注采井網油井見水時間公式，建立起了注采壓差優(yōu)化模型，可用于采油井見水之前不同注采方位的注采壓差關系優(yōu)化。

(2) 合理的注水井和邊采油井的注采壓差與注水井和角采油井的注采壓差之比Δps/Δpc，與幾何因子和儲層滲流因子的乘積成反比。

(3)運用該注采壓差優(yōu)化模型，可實現面積井網在平面上的均衡水驅。

參考文獻

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編輯：崔林

文章編號：1673-8217(2016)03-0108-03

收稿日期：2015-12-07

作者簡介：朱圣舉，高級工程師，碩士，1963年生，1996年畢業(yè)于江漢石油學院油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現從事油藏工程、低滲透油田開發(fā)、提高采收率等領域的研究工作。

基金項目：國家科技重大專項“鄂爾多斯盆地大型低滲透巖性地層油氣藏開發(fā)示范工程”(編號：2011ZX05044)。

中圖分類號：TE319

文獻標識碼：A