崔傳智，安 然，李凱凱，姚榮華，王 鵬

(1.中國石油大學(華東)，山東 青島 266580；2.中國石油長慶油田分公司，陜西 榆林 718600)

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低滲透油藏水驅注采壓差優(yōu)化研究

崔傳智1，安 然1，李凱凱2，姚榮華1，王 鵬1

(1.中國石油大學(華東)，山東 青島 266580；2.中國石油長慶油田分公司，陜西 榆林 718600)

針對渤南五區(qū)低滲透油藏儲層非均質性強、剩余油分布復雜、水驅動用程度差異大的問題，以五點法井網(wǎng)為例，根據(jù)流線分布特征，將井網(wǎng)劃分為多個計算單元，利用流管法計算得到各個計算單元水驅開發(fā)指標。以均衡驅替為目標，以各計算單元內的注采壓差為優(yōu)化變量，綜合考慮儲層物性及剩余油分布的非均質性，應用優(yōu)化算法，得到了各計算單元的最優(yōu)注采壓差。研究表明，各計算單元的剩余油飽和度差異越大，達到均衡驅替時要求的時間越短，各調控單元所需的注采壓差相差也越大。數(shù)值模擬結果表明，該注采壓差優(yōu)化方法能夠明顯減少各分區(qū)的剩余油分布差異，提高采收率2.6%。研究成果可有效指導低滲透水驅油藏開發(fā)決策的制訂。

低滲透油藏；高含水期；均衡驅替；計算單元；注采壓差；渤南五區(qū)

0 引 言

渤南五區(qū)位于渤南油田東南部，平均滲透率為26.46×10-3μm2，屬于低滲透儲層，主要沉積為濁積水道沉積，突進系數(shù)為13.6，變異系數(shù)為1.74，非均質性嚴重。經(jīng)過40多年的開發(fā)，目前井網(wǎng)內不同方向上的剩余油分布存在較大差異。在現(xiàn)今國際油價持續(xù)低迷情況下，不宜采取調整井網(wǎng)形式或者打加密井等措施來改善開發(fā)效果，注采壓差調整是提高儲量動用程度和油藏采收率的經(jīng)濟有效的方法[1-2]。對于如何與油藏儲層特征、剩余油非均質分布相結合，定量優(yōu)化井組內注采壓差的研究相對較少。不少學者提出了均衡驅替的概念和方法來開發(fā)非均質油藏[3]，但這些方法大多是針對新開發(fā)油藏，基于單相滲流理論，通過優(yōu)化井網(wǎng)形式、井距等來達到均衡驅替的目的[4-7]，對于高含水期油藏適用性較差。針對以上問題，亟待建立新的低滲透水驅油藏注采壓差優(yōu)化方法。

1 計算單元劃分及開發(fā)指標計算

流線是流體質點由注水井流動到生產(chǎn)井所遵循的路線，根據(jù)井網(wǎng)的流線分布來劃分計算單元。對于五點法井網(wǎng)，流線分布如圖1所示。根據(jù)流線的對稱性，可以選定紅色區(qū)域為一個計算單元，此計算單元近似為一個等腰直角三角形，因此，一個五點法井網(wǎng)注采單元可以劃分為8個計算單元。各計算單元內的厚度、孔隙度、地層滲透率、剩余油飽和度等參數(shù)取該單元內相應參數(shù)的平均值。可以認為各計算單元內的流體相對獨立滲流，每個計算單元內的開發(fā)指標都可以根據(jù)流管法計算[7]。

圖1 五點法井網(wǎng)流線分布示意圖

假設計算單元由一系列的流管組成，則可以根據(jù)流管法計算出任一截面的油相流量和水相流量，將一系列流管單元內的流量疊加，即可得到定注采壓差條件下生產(chǎn)井的瞬時產(chǎn)油量和產(chǎn)水量。

根據(jù)文獻[7]中的單相滲流條件下1個計算單元內的流量計算方法，可以得到相應的某時刻油水兩相滲流時的油水流量：

(1)

(2)

式中：qo為單元內油相流量，m3/s；qw為單元內水相流量，m3/s；K為油層絕對滲透率，μm2；Kro為油相相對滲透率；Krw為水相相對滲透率；Swe為油井見水后出口端含水飽和度；h為油層厚度，m；Δp為注采壓差，MPa；G為啟動壓力梯度，MPa/m；l為注采井距，m；μo為地層原油黏度，mPa·s；μw為地層水黏度，mPa·s；rw為油井半徑，m；α為從注水井出發(fā)的流線與注采連線的夾角，rad。

每一計算單元內地層平均含水飽和度隨時間變化的關系為：

(3)

油井見水后出口端含水飽和度和地層平均含水飽和度的關系為：

(4)

根據(jù)地層平均含水飽和度可以得到相應的出口端含水飽和度。

不同的計算單元，地層滲透率、厚度、剩余油飽和度可以不同，根據(jù)單元內各參數(shù)值，結合以上公式，即可求解該計算單元的開發(fā)指標。各計算單元的注采壓差可以調節(jié)，進而改變該計算單元開發(fā)指標的結果。

2 注采壓差優(yōu)化方法

以各單元均衡驅替為目標，以實際油藏最大注采壓差為限制條件，進行各單元注采壓差的優(yōu)化。具體步驟如下。

(1) 劃分計算單元，綜合考慮流體和儲層物性計算每個單元內的初始平均參數(shù)。

(4) 判斷此時各單元平均含水飽和度與設定的目標平均含水飽和度是否一致，若不一致，改變注采壓差Δpi，回到步驟(3)重新計算，直至單元計算得到的飽和度與目標飽和度一致，從而得到滿足均衡驅替所需的注采壓差。

(5) 判斷各單元注采壓差是否合理(礦場工藝條件能夠實現(xiàn))，若不合理，改變設定的目標飽和度重新計算，直至滿足要求為止。

渤南五區(qū)為中深層低滲透砂礫巖油藏，原油黏度為2.0 mPa·s，水的黏度為0.5 mPa·s，啟動壓力梯度為0.02 MPa/m。以五點法井網(wǎng)為例，根據(jù)儲層和流體的物性，建立數(shù)值模擬概念模型，設注采井距為200 m，油層厚度為10 m，井半徑為0.1 m，孔隙度為0.16。優(yōu)化方法計算和油藏數(shù)值模擬驗證所用到的相對滲透率曲線如圖2所示。

圖2 歸一化的相滲曲線

將五點法井網(wǎng)根據(jù)生產(chǎn)井劃分為4個分區(qū)，每個分區(qū)即為一個注采系統(tǒng)，包含2個計算單元。選取數(shù)值模擬模型運行某一時刻的數(shù)據(jù)作為各分區(qū)優(yōu)化前的初始數(shù)據(jù)，如表1所示。

表1 各分區(qū)初始數(shù)據(jù)

假設調控時間分別為4、5、6、7 a，對各調控分區(qū)給定不同的注采壓差，使得調控時間結束后，各分區(qū)的地層平均含水飽和度相同。表2給出了不同調控時間下，利用優(yōu)化方法計算得到達到均衡驅替時各分區(qū)的注采壓差。

表2 不同調控時間下各分區(qū)注采壓差

以調控時間5 a為例，根據(jù)表1提供的各分區(qū)初始數(shù)據(jù)，采用數(shù)值模擬方法進行驗證，分以下2種情況開采：保持原有壓差繼續(xù)生產(chǎn)；當注水井井底流壓確定時，根據(jù)表2分別調整各生產(chǎn)井的井底流壓，使各分區(qū)注采壓差分別為26.5、22.0、17.5、13.0 MPa。數(shù)值模擬結果表明(圖3)，第5 a末時，優(yōu)化壓差生產(chǎn)的模式要比保持原有壓差繼續(xù)生產(chǎn)效果要好很多，平面上基本達到均衡驅替。此時各分區(qū)的地層平均含水飽和度都接近0.66，各生產(chǎn)井的綜合含水率也非常接近，為98%，優(yōu)化壓差生產(chǎn)提高采收率2.6%。

圖3 調控5a各分區(qū)的地層平均含水飽和度隨時間變化曲線

對于一個注采單元，達到目標含水率時，調控時間越短，達到均衡驅替時所需的注采壓差就越大。達到均衡驅替的目標時，若繼續(xù)保持優(yōu)化壓差進行生產(chǎn)，地層中可能出現(xiàn)新的不均衡，因此，在生產(chǎn)一段時間后，需要根據(jù)開發(fā)狀態(tài)再次調整注采壓差，使得地層保持相對均衡的開發(fā)狀態(tài)。

3 結 論

(1) 依據(jù)流管法原理，建立了注采壓差與油水兩相產(chǎn)能的關系，進而建立了通過調整注采壓差改變油井開發(fā)指標，以達到地層均衡驅替目標的定量優(yōu)化方法，油藏數(shù)值模擬驗證了研究成果準確有效，有利于高含水期水驅油藏的經(jīng)濟開發(fā)。

(2) 對同一口生產(chǎn)井，當最終調控目標一定時，調控時間越短，需要的注采壓差也越大。調控壓差一定時，注采壓差與地層平均含水飽和度、地層滲透率有關，且隨著兩者的增大而減小。

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編輯 張耀星

20151227；改回日期：20160307

國家科技重大專項“特高含水后期多措施協(xié)同優(yōu)化研究”(2016ZX05010003-006)；教育部創(chuàng)新團隊發(fā)展計劃“復雜油藏開發(fā)和提高采收率的理論和技術”(IRT1294)

崔傳智(1970-)，男，教授，博士生導師，1993年畢業(yè)于石油大學(華東)油藏專業(yè)，2005年畢業(yè)于中國地質大學(北京)礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，獲博士學位，現(xiàn)從事油氣滲流理論、油氣田開發(fā)工程等方面的教學和科研工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.03.019

TE348

A

1006-6535(2016)03-0083-03