王 鵬，王少鵬，孫廣義，翟上奇，常會(huì)江

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459)

渤海BZ油田是渤海首個(gè)依托單砂體采用水平井開發(fā)的河流相油田，主力砂體位于新近系明化鎮(zhèn)組，平均孔隙度為31.8%，平均滲透率為1 857×10-3μm2，地層原油黏度為8.21～22.80 mPa·s。平均油水井井距為400 m。油田目前采出程度為25.8%，含水率為86.8%，穩(wěn)油控水難度大，因此研究注水井和生產(chǎn)井之間壓力梯度的分布和變化，建立有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)，對(duì)于高含水砂巖油藏后期開發(fā)具有非常重要的意義[1-4]。殷代印等[5-6]通過(guò)物模實(shí)驗(yàn)開展了驅(qū)油效率與驅(qū)替壓力梯度之間的關(guān)系研究，實(shí)驗(yàn)表明，隨著驅(qū)替壓力梯度的增加，驅(qū)油效率增加，但是存在驅(qū)替壓力梯度高點(diǎn)，部分空隙剩余油不能隨驅(qū)替壓力梯度增加而流動(dòng)。馮其紅、李尚等[7-8]通過(guò)物模實(shí)驗(yàn)研究了巖石孔隙波及其與驅(qū)替壓力梯度之間的關(guān)系，巖心在進(jìn)入高含水階段后，波及增長(zhǎng)緩慢。筆者從一源一匯連線一點(diǎn)處的勢(shì)理論入手[9]，根據(jù)穩(wěn)定徑向滲流公式計(jì)算了主流線上任一點(diǎn)M處的驅(qū)替壓力梯度[10-11]，只要已知注水井和生產(chǎn)井的井底壓力、地層壓力以及注采井距就可以確定注采井之間任一點(diǎn)的驅(qū)替壓力梯度。

1 高含水油藏注采井間驅(qū)替壓力梯度計(jì)算

不等產(chǎn)量-源-匯示意圖如圖1所示。設(shè)在均質(zhì)無(wú)限大地層中有不同產(chǎn)量的A、B2口井，其中A為注水井，日注水量為qw；B為生產(chǎn)井，日產(chǎn)油量為qo，2井之間距離為R，則AB兩井主流線上任意一點(diǎn)M(距離注水井為r)的勢(shì)φM為：

圖1 不等產(chǎn)量-源-匯示意圖

(1)

(2)

式中：h為油層有效厚度，m；C為與儲(chǔ)層性質(zhì)有關(guān)的常數(shù)。

根據(jù)滲流理論可知：

(3)

(4)

(5)

式中：pe為地層壓力，MPa；pwf為生產(chǎn)井井底壓力，MPa；pinf為注水井井底壓力，MPa；re為泄油半徑，m；μo為原油黏度，mPa·s；μw為注入水黏度， mPa·s；ho為油井射孔厚度，m；hw為水井射孔厚度，m；Ko為油相有效滲透率，10-3μm2；Kw為水相有效滲透率，10-3μm2；φ為流體勢(shì)；μ為流體黏度，mPa·s；K為滲透率，10-3μm2；p為壓差，MPa。

假設(shè)儲(chǔ)層面積相對(duì)于油井分布范圍很大，則可近似認(rèn)為各井到供給邊界的距離相等(均為re)。

則地層中任一點(diǎn)的勢(shì)為：

(6)

供給邊界處的勢(shì)為：

(7)

將式(7)減去式(6)，并將式(3)～式(5)代入，整理后即可得到A、B2井主流線上任一點(diǎn)M處的驅(qū)替壓力梯度：

(8)

式中：GD為驅(qū)替壓力梯度，MPa/m；rw為井筒半徑，m。

式(8)表明，只要已知注水井和生產(chǎn)井的井底壓力、地層壓力以及注采井距就可以確定注采井之間任一點(diǎn)的驅(qū)替壓力梯度。

選取渤海BZ油田實(shí)際參數(shù)，井距R=400 m，井筒半徑rw=0.1 m，地層壓力pe=10.75 MPa，生產(chǎn)井井底壓力pwf=7.6 MPa，注水井井底壓力pinf=15.4 MPa，計(jì)算渤海BZ油田壓力梯度分布如圖2所示。

圖2 油層注采井間驅(qū)替壓力梯度分布示意圖

從圖2中可以看出，驅(qū)替壓力梯度在注水井和生產(chǎn)井附近很大，而在注采井之間逐漸減弱，并在注采井主流線中點(diǎn)附近取得最小值，注入水能量主要消耗在井筒附近。因此在不同的注采井距下，注采井之間必然存在一個(gè)最小驅(qū)替壓力梯度GDmin，只有當(dāng)最小驅(qū)替壓力梯度完全克服油層的啟動(dòng)壓力梯度GDI時(shí)，有效注采關(guān)系才能建立，此時(shí)GDmin所對(duì)應(yīng)的井距即是有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)建立的極限注采井距。當(dāng)生產(chǎn)井和注水井之間的距離恰好等于極限注采井距時(shí)，注入水驅(qū)替壓力梯度的最小值等于儲(chǔ)層的啟動(dòng)壓力梯度，注采關(guān)系開始建立[12-16]。

2 驅(qū)替壓力室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究

為了得到高水驅(qū)倍數(shù)下的驅(qū)替壓力與驅(qū)替效率之間的關(guān)系，開展了渤海BZ油田500倍水驅(qū)條件下的一維水驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)用巖心為BZ油田天然巖心，巖心長(zhǎng)度為6.14 cm，巖心直徑為2.24 cm，孔隙度為31.0%，束縛水飽和度為28.9%，空氣滲透率為1 538 mD，模擬油黏度為11.7 mPa·s，模擬地層水黏度為0.5 mPa·s，實(shí)驗(yàn)方法為行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)中的恒速法。

室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)表明，即使已進(jìn)入高含水期，通過(guò)提高驅(qū)替壓力梯度，能夠有效提高驅(qū)油效率。研究表明，隨著驅(qū)替倍數(shù)增大，驅(qū)替壓力梯度增大，驅(qū)油效率提高，并且驅(qū)油效率提高幅度先增大后減緩。驅(qū)替倍數(shù)從50增大到500，驅(qū)替壓力梯度由0.005 MPa/cm提高至0.031 MPa/cm，驅(qū)油效率可以提高6.3%，如圖3和表1所示。

圖3 壓力梯度與驅(qū)油效率關(guān)系

表1 壓力梯度與驅(qū)油效率及剩余油飽和度關(guān)系表

3 技術(shù)應(yīng)用效果

井距越大，注采井間壓力梯度越小，要達(dá)到相同增油幅度，驅(qū)替壓差越大?；谖⒂^剩余油分布，以增大驅(qū)替壓力梯度為目標(biāo)，對(duì)生產(chǎn)井通過(guò)提液增大生產(chǎn)壓差，對(duì)注水井增注，增大注水壓差，指導(dǎo)井組注采調(diào)整。以渤海BZ油田A39井組為例，該井組形成1注4采井網(wǎng)，其中A39井注水，A14、A15、B25、B26井采油，如圖4所示。對(duì)4口生產(chǎn)井進(jìn)行提液提高驅(qū)替壓力梯度，相應(yīng)注水井A39井實(shí)施增注，如表2所示。

表2 A39井組生產(chǎn)井注采調(diào)整方案參數(shù)

圖4 A39井組井位圖

從2018年4月到2019年12月底，4口生產(chǎn)井提液高峰日增油50 m3/d，單井增油幅度10%～50%，累積增油1.76×104m3，增油效果明顯，如圖5和圖6所示。將技術(shù)成果應(yīng)用于渤海河流相主要油田渤海BZ、渤海34、渤海CFD、渤海QHD等油田剩余油高效挖潛，近3年指導(dǎo)生產(chǎn)井產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整295井次，增油量達(dá)91×104m3，其中2019年增油39×104m3。

圖5 4口井開采曲線

4 結(jié)論

(1)基于均質(zhì)地層一源一匯連線一點(diǎn)處的勢(shì)理論，根據(jù)穩(wěn)定徑向滲流公式計(jì)算得到均質(zhì)儲(chǔ)層條件下源匯主流線上任一點(diǎn)M處的驅(qū)替壓力梯度。

(2)室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)表明，即使已進(jìn)入高含水期，通過(guò)提高驅(qū)替壓力梯度能夠有效提高驅(qū)油效率；驅(qū)替倍數(shù)從50增大到500，驅(qū)替壓力梯度由0.005 MPa/cm提高至0.031 MPa/cm，驅(qū)油效率可以提高6.3%。

(3)以渤海BZ油田A39井組為例，對(duì)4口生產(chǎn)井進(jìn)行提液，1口注水井實(shí)施增注，提高驅(qū)替壓力梯度。4口生產(chǎn)井提液高峰日增油50 m3/d，單井增油幅度10%～50%，累積增油1.76×104m3，增油效果明顯。