段六撥低滲透油田合理生產壓差優(yōu)化研究與應用

路永萍,馬會彩,張立敏,馬敬華,李小園,王學立

(中國石油大港油田公司第三采油廠,河北滄縣061035)

段六撥低滲透油田合理生產壓差優(yōu)化研究與應用

路永萍,馬會彩,張立敏,馬敬華,李小園,王學立

(中國石油大港油田公司第三采油廠,河北滄縣061035)

針對中含水低滲油藏含水上升快、層間差異大、部分低滲透儲層難以動用的開發(fā)矛盾,以段六撥油田為例,通過應用Logistic旋回數(shù)學模型、模擬流入動態(tài)曲線方程,對低滲透油藏進行合理生產壓差以及合理注采比評估,提出優(yōu)化注水,調整油井開發(fā)思路,即在油藏合理注采比前提下,通過合理優(yōu)化采油端生產壓差,啟動相對低滲透的弱動用儲層,有效提高油層動用程度。在段六撥油田應用該技術實施14口,日產油增加27.61 t,含水下降3.3%,累計增油6 507 t。

段六撥油田;Logistic旋回數(shù)學模型;合理生產壓差

1 油田基本情況

段六撥油田位于黃驊坳陷孔店構造帶與烏馬營構造帶之間,為一由斷層夾持的東西向斷塊,主要含油層位為古近系沙河街組沙三段、孔店組孔一段棗0和棗Ⅱ、Ⅲ油組,油藏埋藏較深(2 900～3 500 m),含油面積6.5 km2,地質儲量1 017×104t,可采儲量278×104t,儲層平均孔隙度為15.9%,滲透率31.3×10-3μm2,為中豐度低滲透油藏,原始地層壓力35.14 M Pa,飽和壓力12.57 M Pa。

段六撥油田的相滲曲線有以下幾個特點:油水兩相滲流帶相對較窄,為33%;兩相等滲點的含水飽和度為67%,親水性較強;隨含水飽和度升高,油相滲透率大幅度下降,水相滲透率卻不上升。根據(jù)相滲曲線反映的段六撥油田滲流特征和油藏開發(fā)規(guī)律,無因次產液指數(shù)曲線在低含水(小于20%)期下降很快,中、高含水期(20%～60%)呈較緩的上升趨勢,進入特高含水期后上翹明顯[1]。因此,中、低含水期靠提高排液量來增加產量是困難的,必須通過相應的技術手段控制含水上升幅度,保持含水穩(wěn)定,從而確保段六撥油田進入中、低含水期在產液量變化不大的情況下,保證產量的基本穩(wěn)定。

2 基本思路和理論依據(jù)

在油藏合理注采比和地層能量保持良好的前提下,以采油井生產方式的調整為核心,通過在采油端合理優(yōu)化生產壓差的開發(fā)方式,啟動相對低滲透的弱動用儲層,達到啟動新層、降低含水、改善水驅開發(fā)效果的目的。此種開發(fā)思路主要是針對中含水低滲油藏層間差異大、含水上升快而造成的部分低滲透儲層難以動用的開發(fā)矛盾,通過進行合理驅動壓力梯度、Logistic旋回數(shù)學模型注采比評估以及適宜生產壓差優(yōu)選,通過增大注水和生產壓差,啟動部分低滲的弱動用層,達到降低油藏綜合含水、提高原油產量目的,從而為中含水期低滲透油藏高效開發(fā)提供一種技術手段[2]。

3 生產及注水參數(shù)優(yōu)化

3.1 合理驅動壓力梯度優(yōu)化

以天然巖心進行室內驅替實驗[3],實驗溫度為25℃,實驗流體采用抽真空煤油,用氮氣將煤油推人巖心,通過調節(jié)氮氣瓶出口壓力來控制巖心兩端的驅替壓差。實驗基本原理是利用“壓差-流量”關系,通過改變巖心兩端壓差并測量流體通過巖心的流速來求得“壓差-流量”關系曲線,從而利用曲線斜率在壓差坐標軸上的截距來求取巖心的啟動壓力梯度,建立啟動壓力梯度的理論圖版;巖心滲透率越小,對應啟動壓力梯度值就越大,當巖心滲透率降低到一定值后,隨著滲透率降低,啟動壓力梯度急劇上升。可見對于低滲透油田,地層平均滲透率對啟動壓力梯度的大小影響非常顯著。通過圖版理論計算合理驅動壓力梯度為0.011 5 M Pa/cm。

滲流速度與壓力梯度分為非線性段和擬線性段兩部分,單位粘度最小啟動壓力梯度與滲透率的關系為[4]:

單位粘度臨界驅替壓力梯度與滲透率的關系為:

式中:△P/L——壓力梯度,M Pa·cm-1;μ——流體粘度 ,m Pa·s;K——滲透率 ,10-3μm2。

某種流體在一定物性儲集層中滲流時,隨著壓力梯度的增大,會出現(xiàn)3種不同的滲流狀態(tài):當驅替壓力梯度小于最小啟動驅替壓力梯度時,流體不流動;當驅替壓力梯度大于臨界驅替壓力梯度時,流體處于易流狀態(tài);當驅替壓力梯度介于二者之間時,流體處于低速高阻不易流狀態(tài)[5]。段六撥油田滲透率31.3×10-3μm2,通過單位粘度最小啟動壓力梯度與滲透率和單位粘度臨界驅替壓力梯度與滲透率關系公式,計算臨界驅動壓力梯度為0.011 8 M Pa/cm,根據(jù)實驗和理論計算出相應的技術井距為135 m。通過近幾年的加密調整,段六撥油田實際井距為131 m,達到了臨界驅動壓力梯度要求。

3.2 合理生產壓差優(yōu)選

為了彌補低滲透油藏天然能量的不足,通常采用注水、注氣等手段來提高低滲透油藏的采收率。但在這些措施的實施過程中,既要保持地層壓力不能急劇降低,又要保持一定的生產壓差以獲得最高的產油量,因此,低滲透油藏合理生產壓差的選擇對生產具有深遠的指導意義。

在井底流動壓力大于飽和壓力的條件下,隨著井底流動壓力的降低,油井產油量成正比例增加;當井底流動壓力低于飽和壓力以后,由于井底附近油層中原油脫氣,使油相滲透率降低,隨著流動壓力的降低,產量增長速度將會減慢[6]。

前人推導了三相流流入動態(tài)曲線方程,并且給出了油井最低允許流動壓力與飽和壓力和地層壓力之間的定量關系式[7],即:

式中:Pwfmin——油井最低允許流動壓力,M Pa;Pb——飽和壓力 ,M Pa;PR——地層壓力 ,M Pa。α——原油溶解系數(shù),m3/(m3·M Pa);f——油井含水率,小數(shù);Bo——原油體積系數(shù) ,無因次;T——油層溫度,K。

通過配線方法,可以確定油井最低允許流動壓力的經驗公式:

以段六撥低滲透油田為例,按上式計算油井最低允許流動壓力為12.76 M Pa。

3.3 合理注采比評估

應用Logistic旋回數(shù)學模型[7]對水驅砂巖油藏不同含水期合理注采比進行分析與研究,而注采比和注水量主要由產液量和油藏注采平衡狀況確定。通過對大港南部油田各類型水驅油藏開發(fā)狀況和對開采歷史的詳細分析與論證,以Logistic旋回為依據(jù),建立不同類型油田(區(qū)塊)的綜合含水與累計耗水量、綜合含水與累計水油比的數(shù)學模型,從而求出油田(區(qū)塊)在不同含水時期,一定產油量指標下的合理注水量及合理注采比。

Logistic旋回數(shù)學模型為:

式中:X——體系;t——體系的發(fā)展時間或過程;D——生命過程的經驗常數(shù);A,B——擬合系數(shù)。

應用累計耗水量和累計水油比作為評價油田開發(fā)經濟效果的重要指標,通過建立綜合含水與累計耗水量、綜合含水與累計水油比的數(shù)學模型,從而求出油田(區(qū)塊)在不同含水時期,一定產油量指標所需合理注水量的定量關系式以及合理注采,即:

式中 :A1,B1,A2,B2——分別為綜合含水與累計耗水量、綜合含水與累計水油比關系曲線的擬合系數(shù);f——油田(區(qū)塊)綜合含水。

分別建立段六撥油田綜合含水與累計耗水量、綜合含水與累計水油比關系曲線(見圖1),求出擬合系數(shù)A1=0.400 6,B1=0.600 4;A2=0.218,B2=0.734 5,代入上式即可計算出當含水達到80%時的合理注采比為1.6。

4 實際應用及效果

針對段六撥油田儲層和滲流特征,采取了優(yōu)化注水、調整油井的開發(fā)方式,即對油藏優(yōu)化合理注采比的前提下,通過油井提高排液量、降低井底壓力、增大生產壓差來實現(xiàn)新層動用,保證產量的穩(wěn)升。

圖1 段六撥油田與累計耗水量、累計水油比與綜合含水關系曲線

具體做法是保持1.6的注采比,泵升級,加深泵掛深度,提高生產壓差。段六撥低滲透油藏開發(fā)需要大壓差,在實際應用中除了通過保持油層壓力外,還將泵的下入深度由調整前的1600m加深到1 830 m,最深的下到2 474 m,使生產壓差提高了3～4 M Pa。從2002年到2007年共實施13口,日產液從296.48 m3上升到342.7 m3,日產油從105.15 t上升到132.76 t,含水從64.5%降低到61.3%,累計增油6 507 t;油層動用程度從63.06%上升到65.59%。如段42-46井于2004年12月進行泵升級(由44 mm到57.15 mm),實施后該井含水從38.5%降低到33.4%,日產油從10.77 t上升到13.29 t,流壓由17.05 M Pa降低到13.73 M Pa,增加生產壓差3.32 M Pa。同時在注水端增加注水速度(段41-45日注從55 m3提高到100 m3),取得了一定效果(表1)。

表1 段六撥油田優(yōu)化注水、調整油井開發(fā)方式效果對比

5 結論

(1)確定好合理生產壓差以及合理注采比是實施優(yōu)化注水、調整油井開發(fā)方式的前提。

(2)低滲透油藏增壓差啟動低滲油層,流動壓力應在理論最小極限流壓附近,太高低滲層難以動用,而太低降低到飽和壓力范圍更不利于流體特別是原油流動。

(3)改變生產方式,降低流壓增大生產壓差,才能保證油層動用狀況改善,否則不利于油井開采情況的改變。

(4)優(yōu)化注水、調整油井開發(fā)方式還與油井本身的層間非均質程度、周圍注水井受益的方向數(shù)量以及不同平面注水方向的水淹級別相關。因此,還需要做更加深入、細致的研究,以進一步完善該種開發(fā)方式。

[1] 王國民,高江取,胡心玲,等.強化排液研究及礦場應用[J].特種油氣藏,2004,11(4):25-27.

[2] 王俊魁,王春瑞,方亮.采油井合理井底壓力界限的確定方法[J].大慶石油地質與開發(fā),1999,18(5):46-49.

[3] 楊延民.水驅油田不同含水時期合理注水量計算方法[J].石油勘探與開發(fā),1998,25(3):56-58.

[4] 張家良.段六撥油田低滲透砂巖油藏高效開發(fā)模式[J].石油勘探與開發(fā),2002,29(4):46-48.

[5] 朱義吾.馬嶺層狀低滲透砂巖油藏[M].北京:石油工業(yè)出版社,1997:95-106.

[6] 王瑞平,時佃海,李相遠,等.低滲透砂巖油藏開發(fā)主要矛盾機理及合理井距分析[J].石油勘探與開發(fā),2003,30(1):87-89.

[7] 朱文娟,喻高明,嚴維峰,等.油田經濟極限井網密度的確定[J].斷塊油氣田,2008,15(4):66-67.

TE348

A

1673-8217(2011)05-0050-03

2011-03-04;改回日期:2011-05-17

路永萍,工程師,1968年生,1989年畢業(yè)于大港石油學校,2007年畢業(yè)于中國石油大學采油工程專業(yè),現(xiàn)從事油田開發(fā)工作。

編輯:彭 剛