特低滲透油藏超前注水合理技術(shù)參數(shù)實驗研究

殷代印， 鞏象珠

(東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318)

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特低滲透油藏超前注水合理技術(shù)參數(shù)實驗研究

殷代印， 鞏象珠

(東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318)

針對杏71試驗區(qū)同步注水開發(fā)過程中存在的地層壓力下降較快、原油脫氣嚴重、產(chǎn)量遞減較快等問題，對杏71試驗區(qū)進行超前注水室內(nèi)優(yōu)化進行實驗研究，并應(yīng)用三管并聯(lián)長條巖心對該區(qū)塊超前注水合理技術(shù)參數(shù)進行優(yōu)選。實驗結(jié)果表明，當(dāng)巖心內(nèi)孔隙壓力水平達到120%，注入速度為0.014 mL/min，即可取得較好的開發(fā)效果。以實驗結(jié)果為基礎(chǔ)，建立無量綱滲流數(shù)學(xué)模型，應(yīng)用相似準則得到現(xiàn)場超前注水合理技術(shù)參數(shù)，并取得了較好的開發(fā)效果。

特低滲透油藏；超前注水；合理技術(shù)參數(shù)；相似準則

隨著我國大部分常規(guī)油田已經(jīng)進入高含水及特高含水期，進一步提高采收率的空間有限。低滲透和特低滲透油田在我國原油儲量中比重較大，高效開發(fā)低滲透和特低滲透油田已經(jīng)成為能源接替的重要組成部分[1-2]。杏71試驗區(qū)屬于特低滲透油藏，平均滲透率為4 mD。由于油藏邊、底水不活躍，滲流阻力大，導(dǎo)致地層壓力下降明顯，產(chǎn)量遞減快，開發(fā)效果較差[3-4]。近幾年來，超前注水技術(shù)在長慶、新疆、吉林以及江蘇等多個油田得到了廣泛的應(yīng)用并取得了較好的開發(fā)效果[5]。查閱文獻可知：目前超前注水關(guān)鍵參數(shù)(注水強度等)的確定方法是根據(jù)地層破裂壓力，應(yīng)用經(jīng)驗公式計算得到參數(shù)取值范圍[6-8]，且現(xiàn)有方法并沒有考慮油藏井網(wǎng)條件、油層層間差異、地層原油脫氣、流體性質(zhì)變化等因素，實用性和針對性較差。所以，如何確定超前注水合理技術(shù)參數(shù)成為該技術(shù)在應(yīng)用過程中最關(guān)鍵、最棘手的問題，且至今并沒有形成較為成熟的確定方法[9]。本文應(yīng)用三管并聯(lián)巖心驅(qū)油實驗，將不同滲透率級別的人造長條巖心并聯(lián)，模擬地層條件下超前注水過程中不同滲透率級別儲層壓力傳導(dǎo)情況以及縱向上不同滲透率儲層動用狀況。分析得到室內(nèi)超前注水巖心的合理壓力水平、注入速度。以實驗結(jié)果為基礎(chǔ)，考慮井網(wǎng)條件、孔隙體積、水驅(qū)特征時間等因素，應(yīng)用相似準則[10]得到不同井網(wǎng)條件下的超前注水合理技術(shù)參數(shù)。該方法考慮了油田的井網(wǎng)系統(tǒng)、油藏地質(zhì)條件以及原油和注入水的物性，能夠很好地反映超前注水過程中地層壓力傳導(dǎo)、層間干擾等現(xiàn)象。

1　區(qū)塊概況

杏71試驗區(qū)位于大慶油田杏七區(qū)西部，屬于特低滲透油藏，平均滲透率為4 mD。按照滲透率大小可將油層在縱向上具體劃分為高、中、低三個油層組，其平均滲透率分別為：7、4、2 mD。油層有效厚度8.6 m，地層壓力系數(shù)1.09，地層壓力17.98 MPa，上覆巖層壓力36.8 MPa，地層溫度75 ℃。在借鑒大慶油田及其他超前注水油田開發(fā)經(jīng)驗和油藏工程方法計算的基礎(chǔ)上[11-15]，結(jié)合利用已有井網(wǎng)，設(shè)計超前注水井網(wǎng)方案為125、141、160 m和180 m五點法面積井網(wǎng)，并分別研究在不同井網(wǎng)條件下的超前注水參數(shù)。

2　實驗條件及方法

為了模擬實際壓力系統(tǒng)，根據(jù)動力學(xué)相似理論計算得到在不同壓力水平及注采壓差條件下巖心兩端的壓力值，并在出口端安裝回壓閥以達到控制壓力的目的。另外，由于杏71試驗區(qū)在開發(fā)過程中存在脫氣嚴重的問題，考慮實驗的安全性和可靠性，在油藏壓力和溫度條件下，據(jù)原始氣油比在巖心內(nèi)飽和一定體積的CO2，在驅(qū)油過程中CO2隨著壓力的降低從原油中脫離，模擬原油脫氣。在此基礎(chǔ)上進行實驗，可以使得實驗結(jié)果具有較高的精度。

驅(qū)油實驗儀器設(shè)備主要包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、回壓閥、手搖泵和中間容器等，溫度為75 ℃。

驅(qū)油實驗步驟如下：

(1) 巖心烘干稱量干重，抽真空后飽和地層水；

(2) 以20 MPa的壓力將CO2注入到原油中；

(3) 用回壓閥控制出口壓力20 MPa，飽和原油至出口端沒有水產(chǎn)出；

(4) 并聯(lián)巖心，封閉巖心出口，以恒定流量注水，至三塊巖心平均壓力為p時,停止注入，記錄不同時間各巖心末端壓力p1、p2、p3；

(5) 根據(jù)動力學(xué)相似性，即(LzΔγ/Δp)|模型=(LzΔγ/Δp)|油藏，計算模型壓差Δp1、Δp2、Δp3，從而得出各巖心注入端壓力與出口端壓力值；

(6) 打開巖心封口，各巖心均采用恒壓驅(qū)替，記錄不同時間各巖心出口端產(chǎn)出的油、水量，當(dāng)出口端含水率達98%時，停止實驗。

3　實驗結(jié)果與分析

3.1超前注水壓力水平

關(guān)閉巖心出口端閥門，以0.01 mL/min的速度向巖心內(nèi)注水模擬超前注水過程，當(dāng)巖心內(nèi)平均壓力分別達到90%、105%、110%、120%和130%時，打開閥門進行驅(qū)油實驗。該過程以同步注水作為參照實驗。

保持不同壓力水平驅(qū)油，綜合采收率及各巖心采收率見表1。由表1可知，當(dāng)巖心壓力水平達到120%時，不同滲透率級別巖心的采收率均有較大幅度的提高，壓力從120%增加到130%時，綜合采收率僅增加0.28%，增幅不大。考慮超前注水時間、注水量以及采收率等因素，選擇超前注水壓力水平為120%。

表1　不同壓力水平下巖心采收率

由表1還可知，隨著地層壓力水平的增加，采收率也增加，但是增加的幅度逐漸減小。其原因如下：隨著地層壓力水平的提高，啟動壓力梯度的影響越來越小，波及系數(shù)增加效果不明顯。另外，實施超前注水后，巖心的滲透率較同步注水及滯后注水相比有不同幅度的增加，減弱了非達西滲流現(xiàn)象。

3.2超前注水注入速度

關(guān)閉巖心出口端閥門，分別以0.010、0.012、0.014、0.016 mL/min和0.018 mL/min的速度向巖心內(nèi)注水，使其巖心壓力水平達到120%時，打開閥門進行驅(qū)油實驗。該過程以0.01 0 mL/min注入速度為參考實驗。

不同滲透率級別巖心在不同注入速度下其超前注水階段壓力變化曲線及高、低滲透層壓力差如圖1所示。

圖1　超前注水階段不同滲透率級別巖心壓力變化曲線及高、低滲透層壓力差曲線

Fig.1 Core pressure curves among different permeability levels in advanced water injection stage and the pressure differential curve between high and low permeability layers

由圖1可以看出，當(dāng)注入速度小于等于0.014 mL/min時，不同滲透率級別巖心的壓力水平均有所增加，計算可知其壓力梯度均大于該區(qū)塊的啟動壓力梯度，也就是說當(dāng)注入速度小于等于0.014 mL/min時，不同滲透率級別的巖心均可以建立有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)[16-17]。

達到相同壓力要求時保持不同注入速度驅(qū)油，綜合采收率及各巖心的采收率見表2。

表2　不同注入速度下巖心采收率

由實驗結(jié)果可知：隨著注入速度的增加，綜合采收率有所下降。當(dāng)注入速度小于0.014 mL/min時，采收率的下降趨勢不明顯，當(dāng)注入速度超過0.014 mL/min時，綜合采收率的下降趨勢明顯。對高滲透率級別的巖心，其采收率隨注入速度的增加而增加，但隨著注入速度的增加，采收率增加的幅度有所降低。其原因是當(dāng)注入速度小于0.014 mL/min時，隨著注入速度的增加，巖心內(nèi)的波及體積不斷增加，采收率增加明顯；當(dāng)注入速度大于0.014 mL/min時，隨著注入速度的增加，巖心內(nèi)的波及體積增加不明顯，但隨著流過水量的增加，其洗油效率略有增加，采收率增加不明顯。對低滲透率級別的巖心，其采收率隨注入速度的增加而減小，且隨著注入速度的增加，采收率降低的幅度有所增加，其原因是隨著注入速度的增加，高滲透率級別的巖心注入水突進更明顯，這就將導(dǎo)致后續(xù)注入水無法進入低滲透率級別的巖心內(nèi)，含水率上升更快，其采收率就會明顯降低[18]。同時考慮超前注水時間、各滲透率級別巖心的壓力水平、不同滲透率級別巖心的采出程度和綜合采出程度等多方面的因素，優(yōu)選注入速度為0.014 mL/min。

4　實驗結(jié)果現(xiàn)場應(yīng)用

無量綱滲流數(shù)學(xué)模型建立方法如下：

低滲透油藏中的油水運動方程：

(1)

油藏中的物質(zhì)平衡方程：

(2)

飽和度限制條件：

(3)

初始條件：

(4)

邊界條件：

對于油藏外邊界，假設(shè)為定壓邊界，則

(5)

對于井筒邊界，假設(shè)為定壓注采，則

(6)

Mo、Mw、M分別為油的流度、水的流度及流體總流度：

(7)

式中，K為絕對滲透率，φ為孔隙度，Kro和Krw分別是油相和水相的相對滲透率，Φo、Φw分別為油相和水相的位勢，Φi為初始位勢，p為壓力，Δp為注采壓差，記γ=ρg，G為油水重力勢差，Dp為啟動壓力梯度，則有如下表達式：

(8)

把運動方程帶入物質(zhì)平衡方程，得：

(9)

(10)

聯(lián)立式(9)與式(10)，得：

(11)

式(9)可化為：

(12)

故滲流數(shù)學(xué)模型可寫成：

(13)

將式(13)在直角坐標系中展開，可得：

(14)

將數(shù)學(xué)模型(14)無量綱化,具體過程省略。

考慮水驅(qū)過程中的重要參數(shù)，定義水驅(qū)特征時間：

(15)

得到無量綱累積注入量：

(16)

(17)

式中，A、B表示巖心的寬和高，Lx表示x方向的特征長度；Ii為注水強度，m3/(d·m)；Nw為注水井?dāng)?shù)，口。

應(yīng)用上述公式得到不同井網(wǎng)條件下的注入強度見表3。

表3　不同井距條件下注入強度

在相應(yīng)的注入速度下應(yīng)用相似準則得到不同井網(wǎng)條件下，地層壓力水平達到1.2倍時，高、低滲透率儲層末端壓力差和采收率與注入速度之間的關(guān)系曲線如圖2所示。

由圖2可知，不同井距條件下當(dāng)注入速度較大時，達到相同壓力水平，高、低滲透層壓差較大，且采收率存在急劇下降的拐點，因此由該曲線可以判斷不同井距條件下的最優(yōu)注入速度為：125 m井距時為2.624 m3/(d·m)、141 m井距時為2.320 應(yīng)用實驗結(jié)果，分別對不同井距的模型設(shè)置優(yōu)選的超前注水合理技術(shù)參數(shù)，對杏71試驗區(qū)不同井網(wǎng)進行數(shù)值模擬計算，相關(guān)參數(shù)統(tǒng)計如表4所示。

m3/(d·m)、160 m井距時為2.059 m3/(d·m)和180 m井距時為1.898 m3/(d·m)。

圖2　不同井網(wǎng)高、低滲透層壓力差和采收率與注入速度的關(guān)系曲線

Fig.2Pressure differential between high and low permeability layers and oil recovery curves among the injection rates in different well pattern

表4　不同井網(wǎng)條件開發(fā)參數(shù)

數(shù)值模擬結(jié)果顯示：與同步注水相比，125、141、160 m和180 m井網(wǎng)初期含水分別降低2.05%、1.73%、1.48%和1.47%，初期遞減率分別降低3.84%、2.87%、2.79%和2.47%，采收率分別提高3.85%、3.78%、3.42%和3.50%，開發(fā)效果明顯改善。

現(xiàn)場根據(jù)提供的超前注水參數(shù)，并考慮油田實際情況及經(jīng)濟效益最終選擇141 m五點法面積井網(wǎng)。提供的實際生產(chǎn)曲線如圖3所示。

圖3杏71試驗區(qū)生產(chǎn)曲線

Fig.3The production curves of Xing 71 test area

5　結(jié)論

(1) 用滲透率為2、4、7 mD的方巖心進行模擬地層條件下的驅(qū)油實驗，結(jié)果表明超前注水能夠有效地提高低滲透油田的采收率。對于杏71試驗區(qū)，當(dāng)?shù)貙訅毫λ綖?20%，注入速度為0.014 mL/min時即可取得較好的開發(fā)效果。

(2) 在無量綱滲流數(shù)學(xué)模型的基礎(chǔ)上，引入水驅(qū)特征時間，使得室內(nèi)實驗和礦場實踐能夠有機結(jié)合，為室內(nèi)實驗在礦場的實際應(yīng)用提供新的理論基礎(chǔ)。

(3) 所提出的優(yōu)選低滲透油藏超前注水合理技術(shù)參數(shù)的方法，以室內(nèi)實驗為基礎(chǔ)，以相似理論為依據(jù)，考慮油藏井網(wǎng)條件、儲層物性、流體性質(zhì)等因素，實用性和針對性較強，優(yōu)選的超前注水參數(shù)能夠有效改善低滲透油藏的開發(fā)效果。對于超前注水技術(shù)在低滲透油田的進一步推廣應(yīng)用具有指導(dǎo)意義。

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(編輯王亞新)

Research of the Advanced Water Injection Reasonable Technical Parameters in Ultra-Low Permeability Reservoir

Yin Daiyin, Gong Xiangzhu

(ShoolofPetroleumEngineering,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

In order to deal with the problems, such as reservoir pressure decreasing rapidly, degassing serious, production decline fast and other issues, in the water-flooding process in Xing 71 test area, the indoor experimental research of the advanced water injection in Xing 71 test area was carried out, and the three parallel cores were applied to get the reasonable technical parameters in the indoor experiment and decide the reasonable technical parameters of the advanced water injection in Xing 71 test area. The results of the experiment showed that, for Xing 71 test area, when the pressure level in core porosity was 120% and the advanced water injection rate was 0.014 mL/min, the indoor experiments could achieve a better development result. Based on the experimental results, the dimensionless mathematical model was established and similarity criterion was used to get the advanced water injection reasonable technical parameters in the field. The results were applied to field practice in Xing 71 test area and the production practice had achieved good development results.

Low permeability reservoir; Advanced water injection; Reasonable technical parameters; Similar criterion

1006-396X(2016)04-0018-07投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn

2016-03-09

2016-04-07

國家自然科學(xué)基金資助項目“低滲透油藏表面活性劑驅(qū)微乳液滲流機理及數(shù)值模擬研究”(51474071)。

殷代印(1966-)，男，博士，教授，博士生導(dǎo)師，從事油藏數(shù)值模擬和油田開發(fā)動態(tài)分析方面研究；E-mail：yindaiyin@163.com。

TE357

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.04.004