張繼成， 鄭靈蕓

(東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318)

同井注采井區(qū)隔層竄流界限研究

張繼成， 鄭靈蕓

(東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318)

井下油水分離技術(shù)可使產(chǎn)出液在地下實(shí)現(xiàn)油水分離，達(dá)到減少地面水處理量，提高驅(qū)油效率的目的。但實(shí)施此項(xiàng)技術(shù)之后，同井注采井區(qū)回注層與產(chǎn)出層之間的壓差增大，當(dāng)二者之間壓差大于隔層啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，隔層流體發(fā)生竄流。為防止隔層流體發(fā)生竄流，根據(jù)A油田實(shí)際地層參數(shù)，建立同井注采模型，研究實(shí)施同井注采技術(shù)之后隔層發(fā)生竄流的范圍及單井日產(chǎn)液量的上限值，得到隔層滲透率-厚度-單井日產(chǎn)液量界限圖版。分析圖版可知，當(dāng)前A油田同井注采井單井日產(chǎn)液量為70 m3條件下，隔層滲透率為1×10-3μm2時(shí)，隔層厚度下限值為2.3 m；隔層厚度為3 m時(shí)，隔層滲透率上限值為1.25×10-3μm2。在隔層物性參數(shù)變化時(shí)，可根據(jù)圖版確定同井注采井合理的單井日產(chǎn)液量，對(duì)油田開發(fā)方案的制定具有一定的指導(dǎo)意義。

同井注采； 隔層竄流； 啟動(dòng)壓力梯度； 數(shù)值模擬

A油田為背斜構(gòu)造砂巖油藏，自20世紀(jì)60年代開發(fā)以來，依次進(jìn)行了一次加密、二次加密、聚驅(qū)調(diào)整。為實(shí)現(xiàn)采出井聚驅(qū)后含水率達(dá)98%以上時(shí)進(jìn)行四次采油，進(jìn)一步提高采收率，延長(zhǎng)經(jīng)濟(jì)開發(fā)期限的目的，自2015年8月起，選定該區(qū)塊18口采油井開展聚驅(qū)后交互注采現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，同井注采試驗(yàn)井平均單井日產(chǎn)液67.1 m3。本文主要基于A油田油藏實(shí)際參數(shù)建立同井注采數(shù)值模型[12-14]，對(duì)隔層厚度、滲透率及單井日產(chǎn)液量等參數(shù)進(jìn)行分析。

1 同井注采井區(qū)層間竄流機(jī)理

根據(jù)低滲透儲(chǔ)層啟動(dòng)壓力梯度理論，當(dāng)?shù)蜐B透儲(chǔ)層滲透率降低到一定程度后，其滲流特征已不符合達(dá)西定律，這種滲流被稱之為非達(dá)西滲流，即在驅(qū)動(dòng)壓力梯度較小時(shí)，流體不能流動(dòng)，只有當(dāng)驅(qū)動(dòng)壓力梯度達(dá)到一定值后，流體才開始流動(dòng)，此時(shí)的驅(qū)動(dòng)壓力梯度稱為啟動(dòng)壓力梯度[15-19]。

根據(jù)A油田低滲透儲(chǔ)層巖心的啟動(dòng)壓力測(cè)試數(shù)據(jù)，得到啟動(dòng)壓力梯度和滲透率之間的關(guān)系如式(1)所示。

啟動(dòng)壓力梯度的計(jì)算公式為：

式中，G為啟動(dòng)壓力梯度，MPa/m；k為儲(chǔ)層滲透率，10-3μm2。

在實(shí)施同井注采技術(shù)的過程中，產(chǎn)出層壓力降低，回注層壓力上升，因此，產(chǎn)出層與回注層之間會(huì)產(chǎn)生壓差，當(dāng)此壓差大于隔層的啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，隔層流體會(huì)在壓差的作用下發(fā)生流動(dòng)，引起竄流(見圖1)，影響同井注采技術(shù)的實(shí)施效果。

圖1 隔層竄流示意圖

Fig.1Interlayerchannelingschematicdiagram

同井注采技術(shù)回注層與產(chǎn)出層之間隔夾層能承受的壓差界限值的計(jì)算公式為：

式中，h為隔層厚度，m。

2 物理模型

A油田回注層厚度為8.7 m，產(chǎn)出層厚度為15.3 m，同井注采井區(qū)的物理模型如圖2所示。

圖2 物理模型

Fig.2Physicalmodeldiagram

為模擬A油田實(shí)際的物性參數(shù)，物理模型與實(shí)際模型的物性參數(shù)一致。設(shè)置回注層厚度為9 m，分為2層，每層厚度為4.5 m，滲透率為500×10-3μm2，孔隙度28.6%；產(chǎn)出層的厚度為15 m，分為3層，每層厚度為5 m，滲透率為150×10-3μm2，孔隙度為27.0%。模型平面為正方形，面積為810×810 m2。

3 數(shù)值模擬

3.1數(shù)學(xué)模型

數(shù)學(xué)模型的假設(shè)條件：(1)油藏中存在油水兩相流體滲流；(2)油藏中的巖石和流體均可壓縮；(3)油藏流體滲流符合達(dá)西定律；(4)油藏巖石具有各向異性和非均質(zhì)性；(5)考慮毛管力的影響；(6)不考慮重力的影響。

同井注采井區(qū)數(shù)學(xué)模型的表達(dá)式為：

式中，ρo為油相密度，g/cm3；ρw為水相密度, g/cm3；vo為油相速度，m/s；vw為水相速度，m/s；So為含油飽和度；Sw為含水飽和度；φ為孔隙度。

輔助方程：

初始條件：

邊界條件：

3.2同井注采模型

利用Eclipse數(shù)值模擬軟件，建立同井注采基礎(chǔ)模型，模型平面步長(zhǎng)為10 m×10 m，中心目標(biāo)井區(qū)域網(wǎng)格加密為2 m×2 m，縱向上共分為6層，其中1—2層縱向步長(zhǎng)為4.5 m，3層縱向步長(zhǎng)為3.0 m，4—6層縱向步長(zhǎng)為5.0 m，因此總的網(wǎng)格數(shù)為103×103×6=63 654個(gè)，油井定液量、水井定注水量進(jìn)行生產(chǎn)，模型如圖3所示。

圖3 同井注采基礎(chǔ)模型Fig.3 Basic model diagram of injection-production well

生產(chǎn)30年后，生產(chǎn)區(qū)采出程度達(dá)到34.87%，全區(qū)含水率達(dá)到97.34%，符合同井注采技術(shù)前期對(duì)區(qū)塊的要求。在此基礎(chǔ)上進(jìn)行同井注采數(shù)值模擬，對(duì)原模型O7井(同井注采井)進(jìn)行補(bǔ)孔(封堵所有層位)，同時(shí)在O7井相同位置增加一口注水井WW1和生產(chǎn)井OO1，水井WW1井射開1—2層，模擬同井注采井區(qū)回注層；OO1井射開4—6層，模擬同井注采井區(qū)的產(chǎn)出層，其中新打的水井WW1與油井OO1遵循“同井場(chǎng)，異井別”的原則，同井注采模型示意圖如圖4所示。

圖4 同井注采示意圖

Fig.4Injection-productionwelldiagram

4 竄流主控因素界限研究

4.1竄流范圍的確定

實(shí)施同井注采技術(shù)之后，在隔層滲透率和厚度一定的情況下，當(dāng)隔層上下層的地層壓力差值大于隔層的啟動(dòng)壓力時(shí)，隔層內(nèi)的流體開始流動(dòng)，發(fā)生竄流。為研究竄流的范圍界限，制定了6種數(shù)值模擬方案，每種方案中，隔層厚度均為3 m，隔層滲透率為1×10-3μm2，分區(qū)范圍依次擴(kuò)大，方案1—6研究近井地帶范圍分別為6 m×6 m、14 m×14 m、26 m×26 m、34 m×34 m、50 m×50 m、90 m×90 m。圖5為實(shí)施同井注采技術(shù)的井的近井地帶不同方案分區(qū)示意圖。

圖5 各方案中心分區(qū)示意圖

Fig.5Centerpartitiondiagramofeveryoption

利用Eclipse數(shù)值模擬軟件進(jìn)行模擬計(jì)算，將每種方案的結(jié)果數(shù)據(jù)進(jìn)行導(dǎo)出、整理，得到不同分區(qū)方案隔層上下層壓差隨時(shí)間變化的圖版，如圖6所示。

圖6 不同方案隔層上下層壓差隨時(shí)間變化圖

Fig.6Pressuredifferencevariationwithtimebetweenupperandlowerlayersofdifferentoptions

比較分析方案1—6的隔層上下層壓差數(shù)據(jù)可知，在生產(chǎn)初期，隔層上層地層的壓力略小于隔層下層地層的壓力，故二者差值為負(fù)值。在實(shí)施同井注采技術(shù)之后，回注層壓力迅速上升，產(chǎn)出層壓力下降，因此隔層承受的壓差增大。

(1) 比較同一時(shí)間點(diǎn)，方案1—6的隔層上下層壓差數(shù)據(jù)可知，在實(shí)施同井注采技術(shù)之后，實(shí)施同井注采技術(shù)的井的近井地帶隔層上下層的壓力差值較大，隨著滲流范圍不斷擴(kuò)大，隔層上下層的壓差隨之減小，說明實(shí)施同井注采技術(shù)井的近井地帶是最容易引起隔層的流體竄流。

(2) 比較同一方案隔層上下層壓差隨時(shí)間變化的曲線可知，實(shí)施同井注采技術(shù)之后，隨著時(shí)間的推移，隔層上下層的壓差不斷減小，如果實(shí)施同井注采技術(shù)之后較近的一個(gè)時(shí)間點(diǎn)測(cè)得的隔層上下層的壓差沒有達(dá)到引起隔層流體竄流的最高壓差，那么實(shí)施同井注采技術(shù)將不會(huì)引起隔層流體竄流。

4.2產(chǎn)液量對(duì)竄流的影響

單井日產(chǎn)液量影響地層壓力的變化，制約著同井注采技術(shù)的實(shí)施，因此制定17種不同的產(chǎn)液量方案，研究同井注采井近井地帶6 m×6 m范圍內(nèi)隔層上下層壓力變化，在每種方案中，隔層滲透率為1×10-3μm2，隔層厚度為3 m，具體如表1所示。

表1 單井生產(chǎn)制度方案表Table 1 Production system of different options

利用Eclipse數(shù)值模擬軟件進(jìn)行模擬計(jì)算，得到這17種方案近井地帶隔層上下層壓力變化曲線，將每種方案中隔層上下層壓差數(shù)據(jù)進(jìn)行整理，得到每種產(chǎn)液量方案下實(shí)施同井注采技術(shù)前后隔層上下層壓差，如圖7所示。

圖7 每種方案隔層上下層壓差示意圖

Fig.7Pressuredifferencevariationbetweenupperandlowerlayersofeveryoption

由圖7可知，隨著單井日產(chǎn)液量的增多，在實(shí)施同井注采技術(shù)之后，近井地帶6 m×6 m范圍內(nèi)隔層上下層平均地層壓力差值隨之增大，說明單井日產(chǎn)液量越大，隔層流體發(fā)生竄流的可能性越大。

4.3竄流影響因素圖版

根據(jù)近井地帶6 m×6 m，不同產(chǎn)液量隔層上下層壓差隨時(shí)間變化的數(shù)據(jù)，得到不同產(chǎn)液量方案同井注采井區(qū)隔層上下層最大的壓差數(shù)據(jù)，如表2所示。

表2 不同方案隔層上下層最大壓差數(shù)據(jù)Table 2 Maximum different pressures betweenupper and lower layers of every option

利用上述壓差數(shù)據(jù)和啟動(dòng)壓力梯度的計(jì)算公式(2)反推不同隔層滲透率條件下的隔層厚度下限值，得到隔層厚度-滲透率-產(chǎn)液量圖版(近井地帶6 m×6 m)，如圖8所示。

圖8 隔層厚度-滲透率-產(chǎn)液量圖版

Fig.8Interlayerthickness-permeability-productionrateplate

由圖8可知，隨著同井注采井單井日產(chǎn)液量的上升，實(shí)施同井注采技術(shù)后隔層上下層壓差逐漸增大，在隔層啟動(dòng)壓力梯度一定的條件下，隔層滲透率越大，不會(huì)引起隔層流體竄流的所需隔層厚度越大；A油田同井注采井平均單井日產(chǎn)液量為67.1 m3，如果隔層滲透率為1×10-3μm2，為保證隔層流體不會(huì)發(fā)生竄流，隔層厚度下限值為2.3 m；如果隔層厚度為3 m，為保證隔層流體不會(huì)發(fā)生竄流，隔層滲透率上限值為1.25×10-3μm2；在同井注采井單井日產(chǎn)液量為10 m3/d時(shí)，即單井日產(chǎn)液量較小的情況下，隔層物性參數(shù)中，隔層厚度的變化對(duì)隔層是否發(fā)生竄流影響較大；在單井日產(chǎn)液量為400 m3/d時(shí)，即在單井日產(chǎn)液量較大的情況下，隔層滲透率對(duì)隔層流體是否發(fā)生竄流影響較大。

綜上分析，在隔層厚度-滲透率-產(chǎn)液量圖版上，當(dāng)油井產(chǎn)出層產(chǎn)液量為某一定值時(shí)，隔層物性參數(shù)在該圖版上這一產(chǎn)液量曲線左上方的區(qū)域內(nèi),隔層流體不會(huì)發(fā)生竄流，在產(chǎn)液量曲線上隔層流體剛好發(fā)生竄流，在產(chǎn)液量曲線右下方隔層流體發(fā)生竄流，同井注采技術(shù)受到干擾。

5 結(jié)論

(1) 根據(jù)低滲透油田啟動(dòng)壓力梯度理論，當(dāng)?shù)蜐B透儲(chǔ)層滲透率降低到一定程度后，其滲流特征已不符合達(dá)西定律，只有當(dāng)驅(qū)動(dòng)壓力梯度達(dá)到一定值后，流體才開始流動(dòng)。根據(jù)A油田實(shí)際數(shù)據(jù)，得出該油田滲透率為1×10-3μm2時(shí)，啟動(dòng)壓力梯度為0.618 MPa/m。

(2)分析同井注采數(shù)值模擬模型，得出同井注采井區(qū)是最容易發(fā)生竄流的區(qū)域；越靠近實(shí)施同井注采技術(shù)的時(shí)間點(diǎn)，越容易發(fā)生竄流；同井注采井單井日產(chǎn)液量越大，越容易發(fā)生竄流。

(3) 根據(jù)A油田啟動(dòng)壓力梯度和數(shù)值模擬方案的結(jié)果數(shù)據(jù)，繪制隔層厚度-滲透率-產(chǎn)液量圖版，在同井注采井單井日產(chǎn)液量為70 m3，隔層滲透率為1×10-3μm2時(shí)，隔層厚度下限值為2.3 m；如果隔層厚度為3 m時(shí)，隔層滲透率上限值為1.25×10-3μm2。

(4) 在隔層物性(滲透率、厚度)確定的情況下，可根據(jù)隔層厚度-滲透率-產(chǎn)液量界限圖版，判定同井注采井合理的單井日產(chǎn)液量范圍，指導(dǎo)油田的實(shí)際開發(fā)方案的制定，具有較強(qiáng)的現(xiàn)實(shí)意義。

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The Study on Technical Limits for Interlayer Channeling of Injection-Production Well Area

Zhang Jicheng, Zheng Lingyun

(CollegeofPetroleumEngineering,NortheastPetroleumUniversity，DaqingHeilongjiang163318，China)

Downhole oil-water separation technology can make production liquid divide into water and oil, reduce the surface water treatment and improve oil displacement efficiency. However, pressure difference between output layer and injection layer increases after implementation of this technology. When pressure difference is greater than threshold pressure gradient of interlayer, the interlayer fluid flows. In order to prevent the occurrence of interlayer channeling, numerical model of injection-production well is established according to actual formation parameters. After studying the injection and production technology of the same well, the range of cross flow and the upper limit of daily production of single well are obtained, and the limit chart of permeability, thickness and single well production is obtained. When daily production volume of single well is 70 m3and interlayer permeability is 1×10-3μm2, the lower limit of interlayer thickness is 2.3 m; When daily production volume of single well is 70 m3and interlayer thickness is 3 m, the upper limit of interlayer permeability is 1.25×10-3μm2. When the physical parameters of interlayer are changed, daily production volume of single well can be determined according to the plate, which can be used to guide the development of oilfield development plan.

Injection-production well; Interlayer channeling; Threshold pressure gradient; Numerical simulation

1006-396X(2017)05-0060-06

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn

TE312

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.05.012

2017-03-10

2017-03-27

“十三五”國家科技重大專項(xiàng)課題“海上稠油油田開發(fā)模式研究”(2016ZX05025-001)。

張繼成(1972-)，男，博士，教授，博士生導(dǎo)師，從事石油與天然氣工程方面的研究;E-mail:zhangjc777@163.com。

鄭靈蕓(1993-)，女，碩士研究生，從事石油與天然氣工程方面的研究;E-mail:zhengly1993@163.com。

(編輯 王亞新)

目前很多陸上油田開發(fā)進(jìn)入中后期，油井含水率越來越高，因此產(chǎn)出水如何處理是很多油田不得不面臨的棘手問題[1-3]。同井注采技術(shù)是指在油井含水較高的情況下下入井下油水分離設(shè)備，使得產(chǎn)出液在地下實(shí)現(xiàn)油水分離，分離出的水回注到地層，富含油的采出液采出到地面，從而大幅度減少注入水的無效循環(huán)，達(dá)到減少采出水量、井口回注水量和地面水處理量的目的[4-8]。在實(shí)施同井注采技術(shù)過程中，產(chǎn)出層和回注層之間的壓差增大，當(dāng)二者之間差值超過一定界限時(shí)，回注層的流體會(huì)沿著回注層與產(chǎn)出層之間的隔層發(fā)生竄流[9-11]，因此需要對(duì)回注層與產(chǎn)出層之間的隔層的物性參數(shù)進(jìn)行研究，確保同井注采技術(shù)能夠得到較好的開發(fā)效果。