李廷禮, 張 墨, 鄧 琪, 袁志乾, 李子靳

(中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300452)

國內(nèi)外學(xué)者開展了很多關(guān)于稠油油藏驅(qū)替特征、井網(wǎng)部署和開發(fā)策略的研究,柯文麗等[1]、陳民鋒等[2]開展了稠油非線性滲流啟動壓力梯度實驗研究,分析稠油流變性、啟動壓力梯度存在界限及其對稠油油藏有效動用半徑、注采井距的影響;馬奎前等[3]、陳丹馨等[4]、張運來等[5]利用驅(qū)替實驗與核磁共振相結(jié)合方法研究了稠油油藏高倍高速水驅(qū)儲層滲流變化特征、微觀剩余油分布規(guī)律,為高含水開發(fā)策略制定提供依據(jù);張鳳久等[6]、蘇彥春和李廷禮[7]采用地質(zhì)-油藏-動態(tài)三位一體、點面結(jié)合的立體剩余油定量描述方法,研究了多層合注合采稠油油藏高含水期剩余油分布規(guī)律,提出了反九點井網(wǎng)轉(zhuǎn)變?yōu)樾辛芯W(wǎng)、五點井網(wǎng)的開發(fā)調(diào)整模式;陳民鋒等[8]、蔡暉等[9]利用滲流力學(xué)保角變化與鏡像反映原理,推導(dǎo)了稠油油藏定向井反九點井網(wǎng)轉(zhuǎn)水平井聯(lián)合定向井五點井網(wǎng)滲流模型,提出基于儲量有效動用的水平井加密調(diào)整策略。目前關(guān)于稠油驅(qū)替特征研究集中在流變性、啟動壓力梯度、微觀驅(qū)替特征等,關(guān)于井網(wǎng)調(diào)整策略研究主要基于儲層特征、剩余油分布等,而將微觀驅(qū)替特征與井網(wǎng)調(diào)整策略這兩者相結(jié)合的研究較少。

針對上述情況,利用巖心驅(qū)替實驗與密閉取芯相結(jié)合,研究不同原油粘度下驅(qū)油效率與驅(qū)替壓力梯度的關(guān)系;利用油藏工程方法,建立以驅(qū)替壓力梯度和驅(qū)油效率為目標(biāo)、融合井型、井距與井網(wǎng)的注采井網(wǎng)計算模型,提出水平井與定向井聯(lián)合開發(fā)策略,以期指導(dǎo)油田高含水期開發(fā)調(diào)整,改善開發(fā)效果。

1 室內(nèi)實驗研究

1.1 實驗設(shè)計與流程

設(shè)計巖心水驅(qū)油實驗,研究不同驅(qū)替壓力梯度(不同驅(qū)替速度)對應(yīng)的巖心驅(qū)油效率與驅(qū)替倍數(shù)變化規(guī)律,進而結(jié)合目標(biāo)油田密閉取芯資料,分析全流度范圍下驅(qū)油效率與驅(qū)替壓力梯度的關(guān)系,為油田注采井網(wǎng)設(shè)計提供依據(jù)。物理模擬實驗通過設(shè)計不同的驅(qū)替速度代表不同的驅(qū)替壓力梯度,水驅(qū)過程中驅(qū)替速度逐漸遞增代表驅(qū)替壓力梯度逐漸增加,測定和記錄各驅(qū)替速度下的階段驅(qū)油效率和累積注入量,從而得到不同驅(qū)替壓力梯度(不同驅(qū)替速度)對應(yīng)的驅(qū)油效率與驅(qū)替倍數(shù)關(guān)系。

實驗材料:選取渤海秦皇島油田3塊物性相近的天然巖心,巖心長度為4.76～4.86 cm,直徑為2.45～2.48 cm,孔隙度為35.8%～36.8%,氣測滲透率為2 915×10-3～3 263×10-3μm2;實驗用油來自現(xiàn)場原油,3塊巖心配制原油黏度分別為60、120、180 mPa·s;水黏度為1 mPa·s,礦化度為3000 mg/L。為了體現(xiàn)油田實際注水開發(fā)過程,根據(jù)典型區(qū)塊實際注采參數(shù)計算油藏驅(qū)替壓力梯度,然后根據(jù)物理相似原則,計算巖心尺度下對應(yīng)驅(qū)替速度,最終得到巖心驅(qū)替速度為0.2、0.3、0.5、0.8、1.0、2.0、3.5 mL/min(分別代表驅(qū)替壓差為0.001、0.002、0.005、0.008、0.010、0.020、0.050 MPa/m)。實驗器材包括平流泵、中間容器、油水自動計量系統(tǒng)、壓力計、氣動閥、巖心夾持器等。

實驗流程:①首先開展原油黏度為60 mPa·s巖心驅(qū)替,用水飽和巖心,再用油驅(qū);②初始先以速度0.2 mL/min驅(qū)替,然后依次提高驅(qū)替速度至0.3、0.5、0.8、1.0、2.0、3.5 mL/min,記錄各驅(qū)替速度下的驅(qū)油效率和注入量;③按照上述步驟①、②,接著開展原油黏度為120 mPa·s、180 mPa·s驅(qū)替。

1.2 實驗結(jié)果與分析

實驗得到不同驅(qū)替壓力梯度對應(yīng)的驅(qū)油效率與驅(qū)替倍數(shù)的關(guān)系(圖1),可以看出,驅(qū)油效率隨驅(qū)替壓力梯度的增加而增大,在較低的驅(qū)替壓力梯度范圍內(nèi)低黏油增大幅度高于中、高黏油,而較高的驅(qū)替壓力梯度范圍內(nèi)低黏油增大幅度低于中、高黏油。原油黏度由60 mPa·s增大到120 mPa·s、180 mPa·s,有效驅(qū)替壓力梯度由0.002 MPa/m提高至0.005 MPa/m、0.008 MPa/m,增大驅(qū)替壓差有利于提高中、高黏油的驅(qū)油效率。這是因為原油黏度越大,多孔介質(zhì)中原油流動阻力越大,隨著驅(qū)替壓差增大,逐漸達到孔喉半徑較小的孔隙中原油流動條件,從而整體驅(qū)油效率增大。在驅(qū)替壓差一定時,驅(qū)油效率隨驅(qū)替倍數(shù)的增加而增大,在驅(qū)替倍數(shù)超過30 PV后,低黏油驅(qū)油效率隨驅(qū)替倍數(shù)的增加而增大的幅度較小,而中、高黏油驅(qū)油效率隨驅(qū)替倍數(shù)的增加而增大的幅度較大,提高驅(qū)替倍數(shù)有利于提高中、高黏油的驅(qū)油效率?？梢?驅(qū)替壓力梯度和驅(qū)替倍數(shù)是影響稠油驅(qū)油效率的關(guān)鍵要素。目前關(guān)于驅(qū)油效率與驅(qū)替倍數(shù)的研究較多[10-12],但驅(qū)油效率與驅(qū)替壓力梯度的研究較少。因此,研究稠油驅(qū)油效率與驅(qū)替壓力梯度的關(guān)系對進一步提高水驅(qū)采收率、改善開發(fā)效果具有重要意義。

圖1 不同驅(qū)替壓差梯度對應(yīng)驅(qū)油效率與驅(qū)替倍數(shù)關(guān)系曲線

1.3 驅(qū)油效率計算式

在上述實驗研究基礎(chǔ)上,選取秦皇島油田典型井組進行密閉取芯研究,通過室內(nèi)實驗分析儲層孔滲特征、剩余油飽和度與原始含油飽和度,并結(jié)合井組注采動態(tài)分析油藏驅(qū)替壓力梯度,得到8個典型巖心滲透率為2 853×10-3～3 885×10-3μm2,地層原油黏度為60～260 mPa·s,驅(qū)替壓力梯度為0.005～0.126 MPa/m,驅(qū)油效率為38.6%～68.3%(表1)?？梢钥闯?驅(qū)油效率不但與儲層物性、流體性質(zhì)有關(guān),同時與驅(qū)替壓力梯度也有關(guān)。利用上述數(shù)據(jù),通過回歸分析得到油層驅(qū)油效率和流度與驅(qū)替壓力梯度關(guān)系式為

表1 秦皇島油田密閉取芯驅(qū)油效率分析結(jié)果

(1)

式中:ED為驅(qū)油效率,%;k為儲層滲透率,10-3μm2;μ為地層原油黏度,mPa·s; dP為驅(qū)替壓力梯度,MPa/m;a、b為常數(shù),取值分別為0.6、207。

利用式(1)可以計算得到不同流度下驅(qū)油效率與驅(qū)替壓力梯度關(guān)系(圖2),可以看出,不同流度的油層驅(qū)油效率隨著驅(qū)替壓力梯度增大而增加程度不一樣,高流度油層在較小驅(qū)替壓力梯度0.005 MPa/m下能夠獲得較高驅(qū)油效率,中流度油層需要驅(qū)替壓力梯度增大至0.008 MPa/m才能獲得較高驅(qū)油效率,而低流度油層需要驅(qū)替壓力梯度增大至0.012 MPa/m才能獲得較高驅(qū)油效率。這是因為隨著油層流度降低,原油啟動壓力梯度增加,從而流動阻力增大,當(dāng)驅(qū)替壓力大于流動阻力時原油才能流動。可見,隨著油層流度降低,需要有效驅(qū)替壓力梯度增加才能獲得較高的驅(qū)油效率。因此,針對不同流度的油層采取相應(yīng)的注采井網(wǎng)以進一步提高驅(qū)替壓力梯度與水驅(qū)采收率具有重要意義。

圖2 秦皇島油田驅(qū)油效率與驅(qū)替壓力梯度關(guān)系曲線

2 注采井網(wǎng)部署

2.1 計算模型推導(dǎo)

以定向井反九點井網(wǎng)為基礎(chǔ)井網(wǎng),分別轉(zhuǎn)為定向井五點井網(wǎng)、水平井聯(lián)合定向井五點井網(wǎng)、水平井五點井網(wǎng)為例(圖3),研究不同井網(wǎng)下驅(qū)替壓力梯度、驅(qū)油效率變化規(guī)律。

圖3 井網(wǎng)形式示意圖

根據(jù)復(fù)位勢理論與勢的疊加原理[13-15],定向井反九點井網(wǎng)某一點(x,y)驅(qū)替壓力梯度計算式為

(2)

定向井五點井網(wǎng)某一點(x,y)驅(qū)替壓力梯度計算式為

(3)

水平生產(chǎn)井聯(lián)合定向注水井五點井網(wǎng)某一點(x,y)驅(qū)替壓力梯度計算式為

(4)

水平井五點井網(wǎng)某一點(x,y)驅(qū)替壓力梯度計算式為

(5)

式中:dP(x,y)為驅(qū)替壓力梯度,MPa/m;q為單井產(chǎn)量,m3/d;x1為注采井距,m;y1為注采井距,m;L為水平井水平段長度一半,m。

把式(2)～式(5)代入式(1)得到不同井網(wǎng)下某一點(x,y)驅(qū)油效率計算式:

(6)

驅(qū)替壓力梯度和驅(qū)油效率計算流程如下:①收集整理油田地質(zhì)油藏參數(shù)。以秦皇島油田數(shù)據(jù)為例,儲層滲透率為3 500×10-3μm2,油層厚度為15 m,地層原油黏度為260 mPa·s,定向井反九點井網(wǎng)注采井距為350 m,水平井水平段長度為220 m,定向井產(chǎn)量為60 m3/d,水平井產(chǎn)量為120 m3/d,井組注采平衡。②將井組均勻劃分成M×N個網(wǎng)格,求取每個網(wǎng)格坐標(biāo)(xM,yN)。③利用式(2)～式(5)計算不同井網(wǎng)下各網(wǎng)格(xM,yN)驅(qū)替壓力梯度,利用式(7)計算不同井網(wǎng)下各網(wǎng)格(xM,yN)驅(qū)油效率。④采用面積加權(quán)法計算井組整體的驅(qū)替壓力梯度和驅(qū)油效率。⑤對比分析不同井網(wǎng)驅(qū)替壓力梯度、驅(qū)油效率與注采井距關(guān)系,優(yōu)選井型、井距、井網(wǎng)。

2.2 不同井網(wǎng)壓力梯度、驅(qū)油效率分布場

通過計算得到不同井網(wǎng)下驅(qū)替壓力梯度、驅(qū)油效率平面分布場(圖4和圖5),可以看出:①定向注水井、定向生產(chǎn)井近井帶驅(qū)替壓力梯度較高,而注采井間區(qū)域驅(qū)替壓力梯度較小,這是由于定向井網(wǎng)水驅(qū)方式為徑向驅(qū)替,驅(qū)替壓力主要消耗在較小范圍的近井帶,近井帶附近驅(qū)替壓力梯度為0.008～0.012 MPa/m,而距離定向井較遠的大部分區(qū)域驅(qū)替壓力梯度為0.003～0.005 MPa/m,尚未有效克服稠油啟動壓力,因此定向井反九點、五點井網(wǎng)近井帶區(qū)域驅(qū)油效率較高,而距離注水井較遠區(qū)域的驅(qū)油效率較低,平面分布不均勻,整體驅(qū)油效率僅42.5%。②與定向井網(wǎng)相比,水平井網(wǎng)為線性驅(qū)替,驅(qū)替壓力梯度達0.005～0.012 MPa/m且均勻分布,完全克服啟動壓力,驅(qū)油效率達57.8%,證明水平井網(wǎng)有利于提高稠油油藏驅(qū)替壓力梯度,從而大幅度提高驅(qū)油效率與水驅(qū)采收率。③水平井聯(lián)合定向井網(wǎng)驅(qū)替效果介于定向井網(wǎng)與水平井網(wǎng)之間,定向注水井通過分注工藝可給多個層的水平生產(chǎn)井同時注水,提高整體開發(fā)效益,因此聯(lián)合井網(wǎng)廣泛應(yīng)用于多層注水開發(fā)油藏。

圖4 不同井網(wǎng)下(取1/4單元)驅(qū)替壓力梯度分布

圖5 不同井網(wǎng)下(取1/4單元)驅(qū)油效率分布

2.3 不同井網(wǎng)對比分析

通過計算得到不同井網(wǎng)驅(qū)替壓力梯度、驅(qū)油效率與注采井距關(guān)系(圖6),通過縮小注采井距能夠提高驅(qū)替壓力梯度,從而提高驅(qū)油效率。以水平井網(wǎng)為例,當(dāng)注采井距為400 m時驅(qū)替壓力梯度為0.007 MPa/m、驅(qū)油效率為52.5%,隨著注采井距縮至200 m時驅(qū)替壓力梯度增加至0.014 MPa/m、驅(qū)油效率提高至60.5%,注采井距為260～300 m最佳。當(dāng)注采井距為200～300 m時,水平井井網(wǎng)較定向井網(wǎng)提高驅(qū)替壓力梯度0.8～1.1倍、提高驅(qū)油效率8.0%～16.1%,以水驅(qū)體積波及系數(shù)80%計算,可大幅度提高水驅(qū)采收率6.4%～12.8%。因此水平井網(wǎng)開發(fā)稠油油藏最佳,其次是聯(lián)合井網(wǎng),定向井網(wǎng)較差。對于多層砂巖稠油油藏來說,利用定向井聯(lián)合水平井網(wǎng)分層系開發(fā),既能提高開發(fā)效果,又可獲得較高經(jīng)濟效益。

圖6 不同井網(wǎng)下驅(qū)替壓力梯度、驅(qū)油效率與注采井距關(guān)系

3 油田開發(fā)策略

秦皇島油田是渤海第一個上億噸級大型河流相稠油油田,平均滲透率為3 500×10-3μm2,地層原油黏度為78～260 mPa·s。初期采用定向井反九點井網(wǎng)、注采井距為350 m,于1998年投產(chǎn)。2013-2016年在高含水期采取水平井聯(lián)合定向井分層系開發(fā)調(diào)整策略,實施124口水平井,由定向井反九點井網(wǎng)調(diào)整為水平井聯(lián)合定向井五點井網(wǎng)[圖7(a)和圖7(b)],注采井距由350 m調(diào)整為220 m,調(diào)整后驅(qū)替壓力梯度由0.004 MPa/m提高至0.085 MPa/m、驅(qū)油效率由35.6%提高至58.6%,采油速度由0.8%提高到2.1%,水驅(qū)采收率24.5%提高到35.6%,綜合含水由88%下降到79%。2018-2022年以來在特高含水期采取聯(lián)合井網(wǎng)深度調(diào)整策略,當(dāng)水平生產(chǎn)井含水率達到98%時,由定向注水井對角線中點位置側(cè)鉆到兩口定向注水井井間中點位置,形成新的水平井聯(lián)合定向井五點井網(wǎng),注采井距由220 m調(diào)整至175 m[圖7(b)和圖7(c)]。特高含水期實施96口水平井,通過聯(lián)合井網(wǎng)深度調(diào)整,兩口定向注水井之間區(qū)域驅(qū)替壓力梯度由0.005 MPa/m提高至0.012 MPa/m、驅(qū)油效率提高由51.2%提高至60.7%,井組水驅(qū)采收率可提高5.2%～8.3%;油田綜合含水控制在92%～95%,含水上升率控制0.6%左右,采油速度穩(wěn)定在1.5%～1.6%(圖8),水驅(qū)采收率由35.6%提高至39.3%,進一步改善特高含水期開發(fā)效果,成為海上特高含水期高效開發(fā)典型油田。

圖7 秦皇島油田不同開發(fā)階段注采井網(wǎng)調(diào)整示意圖

圖8 秦皇島油田采油速度與綜合含水剖面

4 結(jié)論

1)利用巖心驅(qū)替實驗與密閉取芯相結(jié)合,研究了不同原油黏度在不同驅(qū)替壓力梯度對應(yīng)的巖心驅(qū)油效率與驅(qū)替倍數(shù)變化規(guī)律,建立驅(qū)油效率和流度與驅(qū)替壓力梯度的關(guān)系式,為注采井網(wǎng)部署提供理論依據(jù)。

2)建立以驅(qū)替壓力梯度和驅(qū)油效率為目標(biāo)、融合井型、井網(wǎng)、井距的注采井網(wǎng)計算模型,從理論上證實水平井網(wǎng)較定向井網(wǎng)更能有效增加驅(qū)替壓力梯度,從而大幅度提高驅(qū)油效率和水驅(qū)采收率。

3)秦皇島油田高含水后期采取大規(guī)模利用水平井聯(lián)合定向井開發(fā)策略,通過提高驅(qū)替壓力梯度,不但提高水驅(qū)波及系數(shù),而且提高驅(qū)油效率,從而大幅度提高水驅(qū)采收率,進一步發(fā)展和豐富海上陸相稠油油田高效開發(fā)技術(shù)體系。