水平井儲量動用程度評價新方法及應用

吳曉慧 雷 源 陳存良 王 雨 楊 明

中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

渤海南部油田部分中輕質油藏以水平井開發為主。一般情況下,水平井較直井可有效提高水驅波及效率,取得更好的開發效果。然而當水平井鉆遇儲層物性非均質性較強時,實際生產往往達不到預期開發效果[1-3]。受儲層非均質性、“跟趾”效應、井眼軌跡變化等因素影響,部分水平井段貢獻極低甚至無貢獻,造成一些水平井低效生產,部分儲量難以動用[4-8]。由于該區塊水平井測試數據少[9],如何定量評價水平井段儲量動用程度成為此類油藏后期調整挖潛的重要課題。

1 水平井儲量動用程度定性分析

研究表明流管法建立的水平井含水率與采出程度曲線[10-12]可以較好描述注水開發油藏水平井的開發效果,且流管法具有方程簡單、計算速度快的特點。流管法是把注采井間描述為不同尺寸的多根流管,用多根流管描述滲透率的非均質性,每根流管代表井組內具有相同滲透率的滲流單元。假設單根流管水驅油過程為活塞式驅替,通過多根流管的疊加即可描述出儲層非均質條件下的水平井非活塞式驅替的效果。本次研究利用流管法,建立注水開發油藏水平井不同儲層物性條件下含水率與采出程度理論關系曲線。

時刻為t時,單根流管的滲流阻力為:

(1)

式中:R(i)為第i根流管的滲流阻力，MPa/(m3/d);K(i)為第i根流管的儲層滲透率,mD;Ai為第i根流管的橫截面積,m2;rw為水平井井筒半徑,m;Lf為水驅前緣距注水井的距離,m;kro為油相相對滲透率;μo為地層原油黏度,mPa·s;μw為地層水黏度,mPa·s;ξ為流線長度,m;Li為第i根流管總長度,m;Krw為水相相對滲透率;Kro(Swc)為束縛水飽和度條件下的油相相對滲透率。

每根流管的產液量為:

(2)

式中:q(i)為第i根流管的產液量,m3/d;Q為總注水量,m3/d;N為流管總數。

根據相滲曲線擬合及等飽和度面移動方程,求出每根流管出口端的含水率為:

(3)

式中:fw(i)為第i根流管的含水率;Swi為束縛水飽和度;Swd為出口處的含水飽和度;no為油相指數;nw為水相指數;Sor為殘余油飽和度。

則每根流管的產油量為:

qo(i)=q(i)×(1-fw(i))

(4)

t時刻,水平井整井的含水率為:

(5)

對式(4)進行積分并除以原始地質儲量,可得t時刻水平井的采出程度為:

(6)

式中:RO為t時刻水平井的采出程度;φi為第i根流管的儲層孔隙度。qo(i)為第i根流管的產油量，m3/d;fw為水平井的含水率。

將油田實際相滲曲線、不同層位的油水黏度分布范圍、注采井距等參數帶入到公式中,計算出相應實際條件下的含水率和采出程度,并建立BZ油田不同原油黏度下的注水開發油藏水平井含水率與采出程度關系對比曲線,見圖1。通過對比水平井實際生產數據與該理論曲線的重合度,定性判定水平井動用程度。

圖1 不同原油黏度下水平井含水率與采出程度理論關系曲線圖

2 水平井儲量動用程度定量分析

在上述定性評價水平井動用程度的基礎上,為進一步定量評估水平井動用程度及靶向評估水平井剩余油富集位置及挖潛潛力大小,開展水平井儲量動用程度定量研究。目前部分學者針對水平井的水淹及動用的影響因素開展了相關研究,表明影響水平井動用不均的主要因素為:儲層非均質性、井眼軌跡變化、“跟趾”效應、油水黏度比及產液強度[13-16]。礦場實踐表明,對于井眼軌跡距油水界面距離無較大變化、原油黏度變化范圍不大、產液強度穩定的水平生產井,影響水平段動用不均的關鍵因素為水平井開采層段的儲層非均質性。而儲層的非均質程度不僅與滲透率級差有關,還與不同滲透率段的儲量占比有直接的關系[17-18]。正確認識儲層非均質性對水平井動用程度的影響,可有效指導水平井后期開發策略的調整。本次利用數值模擬手段研究儲層非均質性對水平井動用程度的影響,模型各項參數均來自BZ油田實際資料。建立1注1采水平井開發的機理模型,儲層平均滲透率 1 000 mD,原油黏度8.0 mPa·s,注采比1.0。

2.1 滲透率級差的影響

為研究儲層滲透率級差對水平井動用程度的影響,在上述機理模型的基礎上,將注采井間儲層分為相對高滲段與相對低滲段兩段,相對高滲段和相對低滲段的儲量比例為1∶1,通過改變水平井不同段的滲透率級差設計14個方案。水驅至含水90%時,各方案的剩余油飽和度分布見圖2。由不同滲透率級差條件下的剩余油飽和度對比圖可知,由于儲層非均質性,相對低滲段動用程度遠低于均質水平。在高低滲儲量比例一定的條件下,滲透率級差越大,相對低滲段的剩余油越富集。

圖2 不同滲透率級差下的剩余油飽和度分布圖(含水率=90%)

為準確評價水平井進入特高含水階段后的各段動用情況及挖潛潛力大小,引入評價參數相對低滲段剩余可采程度,定義其等于相對低滲段在均質條件下的可采儲量減掉目前累產油后除以均質條件下的可采儲量,公式中所有參數均對應含水率90%時的數值。

根據上述定義可知,相對低滲段剩余可采程度越大,即在進入特高含水期后,該水平井相對低滲段周邊剩余油越富集。根據上述實驗結果可知,在高低滲儲量比例一定的條件下,滲透率級差越大,相對低滲段動用程度越低,即相對低滲段剩余可采程度越大,相對低滲段井周圍剩余油富集。在高低滲儲量比為1∶1的情況下,相對低滲段剩余可采程度與滲透率級差呈較好的對數關系,見圖3。

圖3 相對低滲段剩余可采程度與滲透率級差的關系曲線圖

2.2 高低滲儲量比例的影響

在上述機理模型的基礎上,將注采井間儲層分為相對高滲段與相對低滲段兩段,滲透率級差設置為4,通過改變相對低滲段儲量占比設計了9個方案。水驅至含水90%時,各方案的剩余油飽和度分布見圖4。同時建立不同相對低滲段儲量占比條件下的相對低滲段剩余可采程度關系曲線,見圖5。

圖4 不同相對低滲段儲量占比條件下的剩余油飽和度分布圖(含水率=90%)

圖5 相對低滲段剩余可采程度與相對低滲段儲量占比的關系曲線圖

根據上述實驗結果可知,在滲透率級差一定的條件下,相對低滲段儲量占比越小,相對低滲段井周圍動用越差、剩余油越富集,相對低滲段剩余可采程度越大。而在滲透率級差為4的條件下,相對低滲段剩余可采程度與相對低滲段儲量比例呈較好的線性關系。

2.3 水平井周邊剩余油分布及挖潛方向

為進一步研究不同滲透率級差和相對低滲段儲量占比條件下的水平井動用情況,通過改變上述兩項參數設計方案共計40個。根據實驗結果建立不同滲透率級差下的相對低滲段剩余可采程度與相對低滲段儲量占比理論圖版,見圖6,研究發現不同級差下相對低滲段剩余可采程度與相對低滲段儲量比例關系并不相同,但整體趨勢一致。相對低滲段剩余可采程度隨著滲透率級差的增大而提高;相對低滲段剩余可采程度隨著低滲段儲量占比的增大而降低;當滲透率級差大于等于4時,相對低滲段剩余可采程度隨相對低滲段儲量占比的增大而降低的幅度越來越大,呈明顯的兩段式規律,第一段呈現相對低滲段剩余可采程度隨相對低滲段儲量占比的增大而降低的幅度較小的規律,第二段呈現相對低滲段剩余可采程度隨低滲段儲量占比的增大而降低的幅度較大的規律。且滲透率級差越大,兩段式分界點處的相對低滲段儲量占比越大。

圖6 相對低滲段剩余可采程度理論圖版

由于整個水平井周圍剩余可采儲量由相對低滲段儲量和相對低滲段剩余可采程度綜合決定,故綜合考慮BZ油田的平均單井井控儲量及當前油價條件下的調整井累產油下限,分別以相對低滲段剩余可采程度50%和相對低滲段儲量占比50%為界進行分類,共分4個類型,并分別制定相應的挖潛策略[19]。圖6中A類型相對低滲段儲量占比>50%,相對低滲段剩余可采程度>50%,水平井有較長低滲段,且相對低滲段周邊剩余油富集,建議周圍增打調整井;B類型相對低滲段儲量占比<50%,相對低滲段剩余可采程度>50%,水平井存在較短相對低滲段,相對低滲段周邊剩余油富集,建議調驅改善平面驅替不均衡情況;C類型相對低滲段儲量占比>50%,相對低滲段剩余可采程度<50%,水平井存在較長低滲段,相對低滲段周邊存在一定剩余油,建議實施調驅措施來進一步動用相對低滲段剩余油;D類型相對低滲段儲量占比<50%,相對低滲段剩余可采程度<50%,水平井存在較短相對低滲段,且相對低滲段周邊剩余油相對較少,建議提液。

上述分類及挖潛策略的制定可根據所應用油田的油井實際井控儲量及調整井挖潛的經濟下限等情況進行實時調整。

3 現場應用

BZ油田位于渤海南部海域,為中輕質油復雜斷塊油藏,主力含油層位為明化鎮組,多采用水平井開發。由于該油田儲層非均質性強,部分水平井含水上升快,水平段產出剖面不均,開發效果較差。因此準確評估BZ油田水平井儲量動用程度及剩余潛力對后續剩余油挖潛尤為重要。

將BZ油田水平生產井的實際生產數據點投到水平井含水率與采出程度理論關系曲線上,對比實際數據與理論曲線的重合度,定性判定水平井動用程度。然后將水平生產井的實際水平段儲層參數投到相對低滲段剩余可采程度理論圖版,根據水平井實際所在潛力區域判定剩余油挖潛潛力及挖潛方向。以開采同一含油層位的A29H井、A15H井和D4H井為例,見圖7～8。

圖7 水平井含水率與采出程度理論關系曲線應用圖

圖8 相對低滲段剩余可采程度理論圖版應用圖

A29H井實際生產數據與水平井含水率與采出程度理論關系曲線重復度高,生產動態規律與理論基本一致,說明該井周邊儲層較均質,根據地質資料計算該井滲透率級差僅為1.5,相對低滲段儲量占比10%,通過相對低滲段剩余可采程度理論圖版計算該井相對低滲段剩余可采程度僅10%,屬于D類，建議實施提液措施。對A29H井實施提液措施后,日產液增加160 m3,日產油增加58 m3,含水率無明顯變化,效果顯著。

A15H井實際生產數據在低含水階段與水平井含水率與采出程度理論關系曲線重合度高,但后期發生嚴重水竄,含水率急速上升,實際生產數據位于水平井動用程度診斷曲線的上側,說明目前該井水平段存在明顯的非均質性,導致水平段周邊儲量動用不充分,實際動用程度低。分析該井地質油藏特征,該井原始測井滲透率級差為2.8,利用滲流通道定量識別方法判定該井存在水竄通道[20],綜合利用數值模擬手段反演A15H井水竄后滲透率級差為6,相對低滲段儲量占比70%,根據相對低滲段剩余可采程度理論圖版,計算出該井目前相對低滲段剩余可采程度35%,屬于C類，可對相應注水井實施調驅措施。對相應注水井A10 H實施調驅措施3個月后,含水率下降11%,日產油增加21 m3,降水增油效果顯著。

D4H井實際生產數據始終位于水平井含水率與采出程度理論關系曲線的上側,生產過程中含水率出現急劇上升,說明該井水平段非均質性較強,相對高滲段的暴性水淹導致水平段相對低滲段儲量動用較差,整個水平段實際動用程度低。D4H井水平段長245 m,水平段滲透率主要分兩段,跟端段滲透率明顯高于跖端段滲透率,滲透率級差為8,相對低滲段儲量占比55%。基于相對低滲段剩余可采程度理論圖版,預測D4H井相對低滲段剩余可采程度為60%,判定該井屬于A類,即水平井整體動用差,水平井有較長低滲段且剩余油富集,根據該井井控儲量、井區標定技術采收率及相對低滲段剩余可采程度,計算出該井相對低滲段的剩余可采儲量近5×104m3?？紤]到該井目前日產油僅3 m3,含水率已達92%,日產水平已低于日產油經濟下限,且維持生產仍難動用跖端剩余油,因此,將D4H井側鉆至跖端附近,側鉆井D4H1井投產后日產油80 m3,含水率1%,在有效動用跖端剩余油的同時,也進一步驗證了上述理論研究的準確性。

通過水平井含水率與采出程度理論關系曲線與相對低滲段剩余可采程度理論圖版的應用,對BZ油田水平采油井的水平段周邊儲量動用程度進行分析。指導對應注水井實施調驅措施2口,提液3口,部署調整井挖潛剩余油2口,合計日增油265 m3,開發效果改善明顯。

4 結論

1)利用流管法建立了水平井含水率與采出程度理論關系曲線,通過實際生產數據與理論曲線對比定性評估了水平井實際的儲量動用程度。

2)以滲透率級差和相對低滲段儲量比例為水平井儲量動用程度的主控因素,建立了水平段剩余可采程度預測圖版,并引入了評價參數相對低滲段剩余可采程度,定量評價了水平井動用情況。將水平井段儲量動用程度及挖潛潛力大小定量劃分為4種類型,并制定了相應挖潛策略。

3)研究成果應用到BZ油田,有效指導了7口水平井動用程度認識及剩余油挖潛,合計日增油265 m3,效果明顯。