寶浪油田寶北Ⅰ+Ⅱ油組不同流動單元開發效果研究

秦 飛 ,李偉才,張 磊,馬偉竣

(中國地質大學(武漢)資源學院,湖北武漢 430074）

寶浪油田寶北Ⅰ+Ⅱ油組不同流動單元開發效果研究

秦 飛 ,李偉才,張 磊,馬偉竣

(中國地質大學(武漢)資源學院,湖北武漢 430074）

寶浪油田寶北Ⅰ+Ⅱ油組目前已經進入快速遞減階段,受儲層低孔低滲影響,注水受效差,地層能量不斷降低,后期穩產增產形勢嚴峻。文中立足于儲層物性是開發內因的重要思路,在本區已劃分為五類流動單元的基礎上,通過數學統計方法得到流動帶指數 FZI和啟動壓力梯度的冪函數關系,然后以啟動壓力梯度為橋梁,分析比較了不同流動單元與開發緊密相關的儲層動用半徑、極限井距、單井產能、注水見效時間四個參量,進一步加深了對流動單元的理解,同時又對本區細分儲層開發,最大限度發揮儲層產油能力提供了定量依據。

寶浪油田;流動單元;啟動壓力梯度;儲層動用半徑;極限井距;單井產能;注水見效時間

1 研究區開發概況

寶浪油田1996年投入開發,1997年注水驅油,先后經歷了快速上產階段、高效穩產階段和產量快速遞減階段。寶北區塊是寶浪油田的主力區塊,共分為三個油組兩套開發層系,即寶北Ⅰ+Ⅱ油組和寶北Ⅲ油組。其中寶北Ⅰ+Ⅱ油組靜態地質儲量491.43×104t,原始地層壓力24.13MPa,飽和壓力16.48MPa,其生產狀況明顯好于寶北Ⅲ油組。截止2008年12月為止,寶北Ⅰ+Ⅱ油組累計產油85.70×104t,累積產水17.94×104m3,累積注水241.01×104m3,注采井距平均260m,地層壓力降至20.33MPa,注水井井底壓力為52.5MPa,油井流壓11.5MPa。寶北區塊儲層屬低孔、低滲型,由于儲層物性差,非均質性強,加之裂縫和無效注水的影響,地下累積虧空較大,壓力不斷降低,對后期穩產增產極為不利。

2 研究區流動單元劃分

對本區流動單元的劃分采用物性研究方法,即以修正的 Kozeny-Carman方程和平均流動半徑為基礎,通過對特征參數的分析來識別與表征流動單元[1-2]。該方法理論較為成熟,可操作性較強,而且更適合本區的物性特點。根據寶北8口井1034塊樣品的分析結果,通過聚類分析,將本區劃分為五類流動單元(表1)。

表1 寶浪油田寶北區塊流動單元劃分結果

3 流動帶指數與啟動壓力梯度的關系

據寶北區塊12個巖心啟動壓力梯度實驗測試參數及結果,啟動壓力梯度 G與滲透率 K具有如下冪指數關系[3-4]:

由式(1)計算了本區有代表性的另28塊巖心樣品的啟動壓力梯度值,并計算了上述40個巖樣的FZI值,進一步建立啟動壓力梯度和流動帶指數的關系曲線和關系式如圖1。

啟動壓力梯度和 FZI的滿足如下冪函數關系:

圖1 啟動壓力梯度和流動帶指數的關系曲線

以 FZI=1μm為界限,FZI大于1μm時,啟動壓力梯度隨 FZI變化平穩;FZI小于1μm時,啟動壓力梯度隨滲透率降低急劇增大。可見對于低滲透油田,儲層流動帶指數對啟動壓力梯度的大小影響非常顯著。結合表1中五類流動單元FZI的平均值,計算出各類流動單元啟動壓力梯度的平均值分別為:A,0.001MPa/m;B,0.003MPa/m;C,0.008 MPa/m;D,0.020MPa/m;E,0.062MPa/m。對啟動壓力梯度按流動單元比例進行加權,為0.0272 MPa/m,同理滲透率為 2.756 ×10-3μm2。

4 不同流動單元的開發效果比較

4.1 儲層動用半徑

只有當驅動壓力梯度超過啟動壓力梯度時,油才開始流動。基于這一基本原理,當驅動壓力梯度與啟動壓力梯度相等時的半徑即為儲層動用半徑[5],用下式計算:

式中:re——儲層動用半徑,m;rw——井徑,0.1m;Pe——地層壓力 ,20.33MPa;Pwf——流壓 ,11.5 MPa。

圖2中顯示出不同流動單元的儲層動用半徑數值大小,可見隨著儲層質量的降低,儲層動用半徑不斷減小。已知本區平均啟動壓力梯度,那么儲層平均動用半徑為51.92m,與D類較為接近。

4.2 不同流動單元極限井距

低滲透油田由于存在啟動壓力梯度,注采井間的壓力損耗梯度很大,在大井距條件下開發,壓力的損耗則更加嚴重。為了減少壓力損耗,最有效的方法是打加密井,縮小井距,而利用啟動壓力梯度可以計算極限注采井距[6]。根據滲流理論,由達西公式和產量公式推導出油層中任意一點由注水井產生的注水驅替壓力梯度,即:

圖2 不同流動單元儲層動用半徑變化曲線

式中:GD——驅替壓力梯度,MPa/m;Pi——原始地層壓力,MPa;Pwf——生產井井底壓力,MPa;Pinf——注水井井底壓力,MPa;d——注采井距,m;rw——井筒半徑,0.lm;r——到注水井的距離,m。

若要油流動,驅替壓力梯度必須大于啟動壓力梯度。結合本區目前的開采狀況,計算不同流動單元的極限注采井距,見表2。就流動單元而言,E類儲層極限井距過小,目前工程角度的動用空間已經很小;C、D類流動單元是工程上和技術上的主力儲層。就區塊而言,需要縮小井距到195m左右,才有利于充分發揮儲層的產油能力。

表2 不同流動單元的合理注采井距

4.3 不同流動單元單井產能

當存在啟動壓力時,考慮啟動壓力梯度時的單井產量比不考慮時的單井產量小。穩態直井的產量計算公式可表示為[7]:

考慮油水兩相、啟動壓力梯度下水平井水平平面的產油公式為[8]:

式中,Qv、Qh——直井、水平井單井產量,m3/d;h——油層厚度 ,m;Kro——油相相對滲透率 ,μm2;Pe、Pwf——平均地層壓力和采油井井底流壓,MPa;rev、rw——供給半徑、井筒半徑 ,m;;μo——原油粘度,mPa·s;G——啟動壓力梯度,MPa/m(直井),10-1MPa/m(水平井);Bo——體積系數 ,f;Kh、Kv——水平、垂直有效滲透率 ,μm2;Ko、Kw——油相、水相滲透率,μm2;△P——生產壓差,10-1MPa;L——水平井段長度,m;a——泄油橢圓的長半軸,m;reh——水平井泄油半徑,reh= Adh/π,Adh=revL+πrevL/4+πrev2,m;

對寶北區塊Ⅰ+Ⅱ油組即將進行井網加密的6-6井區,分別考慮布置水平井和直井,儲層的流動單元類型對單井日產油量的變化。如圖3,無論何種流動單元,打水平井所獲得的單井日產油量都比直井大,且儲層物性越好,兩者差距越大。考慮到工程費用情況,建議對儲層物性趨于流動單元A、B、C的剩余油區布水平井,對趨于流動單元D、E的剩余油區布直井。

圖3 不同井型不同流動單元單井日產油量變化

4.4 不同流動單元的注水見效時間

注水見效時間即注水井井底壓力變化傳播到采油井的時間,低滲透油田壓力傳播時間與啟動壓力梯度成正比[9]。寶北區塊作典型低滲透油田,采用反九點注水井網,注水見效時間的計算公式進一步變形為:

式中:t——注水見效時間 ,h;φ——孔隙度 ,0.12;Ct——綜合壓縮系數 ,0.00434MPa-1;μw——地層水粘度,0.389mPa·s;Jws——吸水指數,m3/(d·MPa·m)。

在當前注采井距的情況下,可以計算出不同流動單元注水見效時間隨吸水指數的變化關系,如圖4,當吸水指數為0.1m3/(d·MPa·m)時,加權平均注水見效時間為2289.83h(合3.18個月)。對于低滲透油藏,流動單元儲層物性越差,吸水指數越小,見效時間越長,反之就越短;另外,井距越大,見效時間就越長。因此為了充分發揮儲層的產油能力,改善注水效果,縮短注水見效時間,必須對不同的流動單元采取不同的井距。

圖4 目前井距不同流動單元注水見效時間對比

5 結論

(1)寶北區塊Ⅰ+Ⅱ油組各類流動單元啟動壓力梯度的平均值分別為:A,0.001MPa/m;B,0.003 MPa/m;C,0.008MPa/m;D,0.020MPa/m;E,0.062MPa/m。對五類流動單元按分布比例進行加權平均后,啟動壓力梯度為0.0272MPa/m,滲透率為 2.756×10-3μm2。

(2)寶北區塊Ⅰ+Ⅱ油組儲層平均動用半徑為51.92m,與D類較為接近。隨著儲層質量的降低,儲層動用半徑不斷減小。

(3)寶北區塊Ⅰ+Ⅱ油組 E類儲層極限井距只有80m,目前工程角度的動用空間已經很小;C、D類流動單元仍是后期工程上和技術上的主力儲層。井距縮小到195m左右,能較大程度提高本區低滲儲層的動用率。

(4)寶北區塊Ⅰ+Ⅱ油組打水平井所獲得的單井日產油量都比直井大,并且儲層物性越好,兩者差距越大。后期挖潛建議布水平井在流動單元A、B、C,布直井在流動單元D、E。

(5)對于低滲透油藏,流動單元儲層物性越差,吸水指數越小,見效時間越長,反之就越短。另外,井距越大,見效時間就越長。因此為了充分發揮儲層的產油能力,改善注水效果,縮短注水見效時間,建議對不同的流動單元采取不同的井距。

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TE313.1

A

1673-8217(2011)02-0069-03

2010-06-07

秦飛,1985年生,碩士研究生,研究方向:油氣田開發工程。

編輯:彭剛