高地層傾角油藏高低部位油井液量配比研究

王群一, 馬曉麗, 蔣明潔, 李丹, 畢永斌, 顧瀟

(中國(guó)石油冀東油田分公司勘探開發(fā)研究院, 唐山 063004)

復(fù)雜斷塊油藏具有地層傾角大的特點(diǎn)[1-2],如冀東油田復(fù)雜斷塊油藏最大地層傾角可達(dá)40°。高地層傾角下重力作用對(duì)油井產(chǎn)液量影響較大[3-5],在垂直構(gòu)造線的注采井網(wǎng)中,存在腰部注水,高、低部位油井采油的注采單元,導(dǎo)致高部位油井見效差。因此如何優(yōu)化高、低部位油井的液量,實(shí)現(xiàn)均衡驅(qū)替,對(duì)克服地層傾角對(duì)水驅(qū)開發(fā)效果的影響,改善開發(fā)效果具有重要意義。

目前關(guān)于通過油井產(chǎn)液量調(diào)控實(shí)現(xiàn)均衡驅(qū)替的研究較多[6-10]。韓光明等[11]提出驅(qū)替突破系數(shù)的概念,用其表征均衡驅(qū)替的效果,并以此為基礎(chǔ)建立了合理液量?jī)?yōu)化方法。孫強(qiáng)等[12]通過綜合考慮儲(chǔ)層厚度、注采井距、注水量等多種因素影響,推導(dǎo)得到平面產(chǎn)液量調(diào)整公式,以平面均衡驅(qū)替為目標(biāo),建立了產(chǎn)液量調(diào)整方法。常會(huì)江等[13]運(yùn)用Buckley-Leverett方程與廣適水驅(qū)理論,得到含水率與產(chǎn)液量、注水量的定量表征關(guān)系,并以所有單井含水率相同為均衡驅(qū)替目標(biāo),形成了產(chǎn)液量和注水量調(diào)整新方法。以上研究均是運(yùn)用理論推導(dǎo)或者數(shù)值模擬方法,形成了基于均衡驅(qū)替的注采液量調(diào)方法,但是這些研究中均沒有考慮傾角的影響。崔傳智等[14]運(yùn)用非活塞式水驅(qū)油理論,在考慮儲(chǔ)層物性非均質(zhì)和剩余油飽和度非均質(zhì)及地層傾角等因素的基礎(chǔ)上,建立了復(fù)雜斷塊油藏油井產(chǎn)液量?jī)?yōu)化調(diào)整方法。在崔傳智等的研究中,涉及地層傾角對(duì)油井產(chǎn)液量的影響,并沒有進(jìn)一步研究地層傾角對(duì)高低部位油井產(chǎn)液量配比的影響。

現(xiàn)運(yùn)用物理模擬實(shí)驗(yàn)分析地層傾角對(duì)開發(fā)效果的影響,同時(shí)運(yùn)用理論推導(dǎo)形成考慮均衡驅(qū)替的高傾角斷塊油藏高低部位油井產(chǎn)液量配比計(jì)算方法,分析地層傾角、原油密度、注采強(qiáng)度等對(duì)高低部位油井產(chǎn)液量比值的影響。對(duì)實(shí)現(xiàn)水驅(qū)斷塊油藏高效開發(fā)具有重要指導(dǎo)意義。

1 地層傾角對(duì)開發(fā)效果影響的物理模擬分析

冀東油田復(fù)雜斷塊油藏井網(wǎng)形式早期為反七點(diǎn)井網(wǎng),后期中間井轉(zhuǎn)注,成為三注四采的排狀井網(wǎng),滲透率分布范圍10.0×10-3～420.0×10-3mD。采用可視化平板仿真物理模擬實(shí)驗(yàn)分析不同地層傾角對(duì)剩余油分布的影響。可視化仿真物理模擬裝置由可視化平板巖心模型、攝物臺(tái)(帶光源)、高清錄像機(jī)、真空泵、驅(qū)替電泵、計(jì)算機(jī)采集處理系統(tǒng)等組成,實(shí)現(xiàn)對(duì)水驅(qū)油過程進(jìn)行全程錄像。可視化平板巖心模型采用兩塊長(zhǎng)20 cm、寬20 cm、厚0.8 cm的玻璃板,內(nèi)部用石英砂填充模擬儲(chǔ)層,邊緣用環(huán)氧樹脂封口,最后用玻璃夾加固密封。根據(jù)冀東油田斷塊油藏井網(wǎng)形式,可視化平板模型中部署了三注四采形式的井網(wǎng),模型地層滲透率取冀東油田斷塊油藏平均值200 mD,原油黏度為1.5 mPa·s,實(shí)驗(yàn)過程中注水井注入速度為0.6 mL/min,地層傾角取值范圍為0°、15°、30°、40°。

根據(jù)錄像整理獲得地層傾角為0°、15°、40°時(shí)的不同注入孔隙倍數(shù)(pore volume,PV)所對(duì)應(yīng)的水驅(qū)波及狀況分別如圖1～圖3所示,白色部分為注入水波及區(qū)域(水),黑色部分為注入水未波及區(qū)域(原油)。可以看出,在3種傾角下,隨著注水孔隙體積倍數(shù)的增加,水驅(qū)波及面積均增加。隨著儲(chǔ)層傾角的增加,在相同的注入倍數(shù)下高部位流線變少,水驅(qū)波及區(qū)域變小,且當(dāng)儲(chǔ)層傾角為40°時(shí),在該注水速度下注入水波及不到高部位油井;因此,儲(chǔ)層傾角對(duì)水驅(qū)開發(fā)波及面積具有較大影響,且傾角越大,重力影響越嚴(yán)重,高部位原油越難被驅(qū)替,水驅(qū)波及面積越小。

圖2 傾角15°不同階段水驅(qū)波及狀況Fig.2 Water drive sweep in different stages with 15° dip angle

圖3 傾角40°不同階段水驅(qū)波及狀況Fig.3 Water drive sweep in different stages with 40° dip angle

利用圖形量化軟件對(duì)驅(qū)替過程中的圖像進(jìn)行處理,可以獲得對(duì)應(yīng)的水驅(qū)波及系數(shù)。不同地層傾角下的水驅(qū)波及系數(shù)、采出程度隨注入孔隙體積倍數(shù)的變化曲線如圖4和圖5所示。可以看出,隨著注入孔隙體積倍數(shù)增大,水驅(qū)波及系數(shù)、采出程度均增加,且儲(chǔ)層傾角越大,水驅(qū)波及系數(shù)、采出程度越小。在儲(chǔ)層傾角小于15°時(shí),傾角對(duì)開發(fā)效果的影響較弱,而當(dāng)儲(chǔ)層傾角大于15°后,其對(duì)開發(fā)效果的影響變大。當(dāng)注入孔隙體積倍數(shù)為0.75、儲(chǔ)層傾角從15°增加至40°時(shí),采出程度從45.4%降低為14.8%。

圖4 不同地層傾角波及系數(shù)變化Fig.4 Variation of sweep efficiency at different dip angles

圖5 不同地層傾角采出程度變化Fig.5 Variation of recovery percent at different dip angles

2 基于均衡驅(qū)替的高傾角斷塊油藏油井產(chǎn)液量配比

地層傾角對(duì)水驅(qū)開發(fā)波及面積具有較大影響,且傾角越大,重力影響越嚴(yán)重,頂部原油越難被驅(qū)替,水驅(qū)波及面積越小。因此在中間注水,相對(duì)于低部位油井,高部位油井需要提高產(chǎn)液量,降低流壓,克服重力的影響來提高見效狀況。這里運(yùn)用滲流力學(xué)理論,針對(duì)新開發(fā)區(qū)塊,以高低部位油井見水時(shí)間相同為均衡驅(qū)替目標(biāo),以一注兩采井網(wǎng)為例,建立基于均衡驅(qū)替的高傾角斷塊油藏高低部位油井產(chǎn)液量配比計(jì)算方法。

一注兩采井網(wǎng)可近似為沿各注采連線方向上的一維線性驅(qū)替模型,如圖6所示,中部位有一口注水井、低部位有油井#1、高部位有油井#2,地層傾角為α,注水井的注入速度為Qinj,油井#1與油井#2的產(chǎn)液速度分別為Q1與Q2,油井#1與油井#2所控制區(qū)域的儲(chǔ)層滲透率分別為K1與K2,油井#1與油井#2所控制區(qū)域的儲(chǔ)層孔隙度分別為φ1與φ2(小數(shù)),注水井離油井#1、油井#2的距離分別為L(zhǎng)1與L2。

圖6 油水井位置示意圖Fig.6 Location of oil and water wells

依據(jù)Buckley-Leveret方程[15]有

(1)

假設(shè)油井#1、油井#2的見水時(shí)間分別為T1與T2,根據(jù)方程(1)可得

(2)

(3)

式中:T1與T2分別為油井#1和油井#2的見水時(shí)間,s;f′w(Swf1)和f′w(Swf2)分別為油井#1和油井#2的水驅(qū)油前緣飽和度對(duì)應(yīng)的含水率導(dǎo)數(shù);A1與A2分別為油井#1與油井#2所控制區(qū)域的流動(dòng)橫截面積,cm2。

(4)

將式(2)與式(3)代入式(4)中可得

(5)

由式(5)變形,可得驅(qū)替平衡時(shí)的產(chǎn)液量配比為

(6)

式(6)中:f′w(Swf1)和f′w(Swf2)根據(jù)fw1-Sw1、fw2-Sw2關(guān)系曲線求得。

fw1-Sw1、fw2-Sw2關(guān)系曲線根據(jù)相對(duì)滲透率曲線以及考慮了地層傾角α的含水率計(jì)算公式[式(7)和式(8)]計(jì)算得到。

(7)

(8)

式中:fw1和fw2分別為油井#1和油井#2的含水率;Krw1和Krw2分別為油井#1與油井#2水相相對(duì)滲透率;Kro1和Kro2分別為油井#1與油井#2油相相對(duì)滲透率;μo為原油黏度,mPa·s;Δρ為流體密度差,g/cm3;g為重力加速度,cm/s2,取980。

式(6)為均衡驅(qū)替時(shí)的油井產(chǎn)液量配比計(jì)算公式。從式(6)的形式可知,若要求解式(6)必須要知道各含水率[式(7)與式(8)]的導(dǎo)數(shù),而含水率導(dǎo)數(shù)中又包含了需要求取的各油井產(chǎn)液量,因此建立的油井產(chǎn)液量配比計(jì)算公式[式(6)]為隱式形式,需要運(yùn)用迭代試算的方法進(jìn)行求解,且試算時(shí)還需考慮注采平衡約束。具體的試算步驟如下。

(1)注水井定注水量Qinj注水,假定注采比為1,兩油井的產(chǎn)液量之和等于注水量為

Q1+Q2=Qinj

(9)

(2)給定油井#1的產(chǎn)液量Q1,則油井#2的產(chǎn)液量Q2為

Q2=Qinj-Q1

(10)

(3)根據(jù)式(7)和式(8)可得fw1-Sw1、fw2-Sw2關(guān)系曲線,進(jìn)一步可得到f′w(Swf1)和f′w(Swf2),根據(jù)式(5)判斷Q1f′w(Swf1)φ2A2L2與Q2f′w(Swf2)φ1A1L1的差是否滿足精度要求。若滿足則目前給定的產(chǎn)液量配比能夠?qū)崿F(xiàn)均衡驅(qū)替,其比值Q2/Q1即為達(dá)到均衡驅(qū)替的產(chǎn)液量配比。否則改變油井#1的產(chǎn)量Q1,重新進(jìn)行計(jì)算,直至滿足要求為止。

3 斷塊油藏傾角對(duì)油井產(chǎn)液量配比影響

根據(jù)上述方法編制計(jì)算程序,并以冀東油田某斷塊油藏一注兩采井組為例進(jìn)行地層傾角對(duì)油井產(chǎn)液量配比的影響研究,結(jié)果如圖8～圖10所示。影響研究所用參數(shù):注水井到油井#1和油井#2的距離均為250 m,控制寬度為200 m,地層傾角為0°～ 40°;地層原油黏度為10 mPa·s,地層水黏度為0.5 mPa·s,地層原油密度為0.8～0.9 g/cm3;注水井注水強(qiáng)度為5～20 m3/(d·m)。注采井組的儲(chǔ)層參數(shù)如表1所示;油藏的相對(duì)滲透率曲線如圖7所示。

表1 注采井組儲(chǔ)層參數(shù)Table 1 Reservoir parameters of injection production well group

圖7 相對(duì)滲透率曲線Fig.7 Relative permeability curve

圖8 不同地層傾角下油井產(chǎn)液量配比Fig.8 Fluid production ratio of oil wells at different formation angles

圖8為地層傾角對(duì)達(dá)到均衡驅(qū)替所需油井產(chǎn)液量配比的作用規(guī)律曲線。可以看出,隨著儲(chǔ)層傾角增加,重力作用的影響越大,高部位原油越難被驅(qū)替,達(dá)到均衡驅(qū)替所需的油井產(chǎn)液量配比(高部位油井液量與低部位油井液量之比,Q2/Q1)增加。當(dāng)?shù)貙訉觾A角為40°時(shí),油井產(chǎn)液量配比(Q2/Q1)為1.257。

圖9與圖10分別為原油密度、注水強(qiáng)度等因素對(duì)油井產(chǎn)液量配比隨地層傾角變化曲線的影響。從圖9與圖10可知,在相同儲(chǔ)層傾角的情況下,隨著原油密度的增加,油水密度差異越小,重力的影響越弱,因此達(dá)到均衡驅(qū)替所需的油井產(chǎn)液量配比(Q2/Q1)降低。當(dāng)注水強(qiáng)度增加時(shí),傾角對(duì)達(dá)到均衡驅(qū)替所需的油井產(chǎn)液量配比(Q2/Q1)的影響變?nèi)?油井產(chǎn)液量配比降低。

圖9 不同原油密度時(shí)不同地層傾角下油井產(chǎn)液量配比Fig.9 Fluid production ratio of oil wells at different formation angles under different crude oil densities

圖10 不同注水強(qiáng)度時(shí)不同地層傾角下油井產(chǎn)液量配比Fig.10 Fluid production ratio of oil wells at different formation dip angles under different water injection intensities

4 斷塊油藏傾角對(duì)油井產(chǎn)液量對(duì)比驗(yàn)證

為驗(yàn)證以上油井產(chǎn)液量配比的實(shí)用性,采用數(shù)值模擬技術(shù),根據(jù)上述參數(shù),建立了油藏?cái)?shù)值模擬模型,對(duì)比分析了地層傾角為30°時(shí),高低部位油井產(chǎn)量均為25 m3/d,以及按照本文計(jì)算的油井產(chǎn)液量配比1.198(高部位油井產(chǎn)量為27.25 m3/d,低部位油井產(chǎn)量為22.75 m3/d)時(shí)的見水時(shí)間與見水時(shí)的含油飽和度分布。地層傾角為30°、高底部位油井產(chǎn)量均為25 m3/d時(shí)的高部位與低部位油井見水時(shí)間分別為333 d與386 d,相差47 d;而運(yùn)用計(jì)算的油井產(chǎn)液量配比的產(chǎn)液量開發(fā)時(shí),高部位與低部位油井見水時(shí)間分別為359 d與365 d,相差僅6 d。對(duì)比低部位油井見水時(shí)含油飽和度分布(圖11)可知:地層傾角為30°、高低部位油井產(chǎn)量均為25 m3/d時(shí)高部位油井附近剩余油相對(duì)富集;而運(yùn)用計(jì)算的油井產(chǎn)液量配比的產(chǎn)液量開發(fā)時(shí),原油得到了相對(duì)均衡動(dòng)用。

冀東油田復(fù)雜斷塊油藏在后期開發(fā)調(diào)整中對(duì)高低部位油井的液量進(jìn)行了調(diào)整。如在NP斷塊油藏X1033井組中,地層傾角為15°,原油密度為0.8 g/cm3,X1033井為注水,對(duì)應(yīng)油井1130井在低部位,1132井在高部位。調(diào)整前兩口油井開發(fā)效果差異較大,液量分別為53.6 m3/d和22.3 m3/d,含水分別為86.3%和50.6%。根據(jù)本文建立的液量配比圖版,高低部位油井液量比例為1.14。將高部位油井1132井液量由22.3 m3/d調(diào)整為40.1m3/d,低部位的1130井液量由53.6 m3/d調(diào)整為35.2 m3/d。現(xiàn)場(chǎng)調(diào)整12個(gè)月后低部位的1130井含水增加到88.6%,高部位的1132井含水增加到79.8%。

兩口油井含水差異有調(diào)整前的35.7%縮小為8.8%,原油均衡動(dòng)用程度得到較大提高。

5 結(jié)論

(1)隨著儲(chǔ)層傾角的增加,高部位流線變少、水驅(qū)波及區(qū)域變小、采出程度變低。在實(shí)驗(yàn)給定的注水速度下,當(dāng)儲(chǔ)層傾角為40°、累計(jì)注入量2.25 PV時(shí),注入水很難波及高部位油井,采出程度僅為26.8%。

(2)依據(jù)滲流理論,以見水時(shí)間相同為均衡驅(qū)替條件,建立了基于均衡驅(qū)替的傾角斷塊油藏油井產(chǎn)液量配比計(jì)算方法,并運(yùn)用冀東油田某斷塊油藏物性參數(shù)進(jìn)行模擬計(jì)算,發(fā)現(xiàn):隨著儲(chǔ)層傾角增加,達(dá)到均衡動(dòng)用所需的油井產(chǎn)液量配比(高部位油井產(chǎn)液量與低部位油井產(chǎn)液量比)增加。在相同儲(chǔ)層傾角的情況下,隨著原油密度和注水強(qiáng)度增加,傾角對(duì)達(dá)到均衡驅(qū)替所需的油井產(chǎn)液量配比的影響變?nèi)?油井產(chǎn)液量配比降低。

(3)采用數(shù)值模擬技術(shù),建立油藏?cái)?shù)值模擬模型,對(duì)比分析了地層傾角為30°時(shí),高低部位油井產(chǎn)量均為25 m3/d,以及按照本文計(jì)算的油井產(chǎn)液量配比1.198時(shí)的見水時(shí)間與見水時(shí)的含油飽和度分布,結(jié)果發(fā)現(xiàn)采用本文計(jì)算的油井產(chǎn)液量配比時(shí)原油動(dòng)用更均勻,驗(yàn)證了本文油井產(chǎn)液量配比的實(shí)用性。