窄條帶狀稠油油藏均衡驅替產(chǎn)液量調整方法

孫 強，石洪福，凌浩川，潘 杰，鄧 琪

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

0 引 言

渤海BZ油田為大型窄條帶狀普通稠油油田，注采井網(wǎng)主要為沿單期河道砂體展布的注采相間的井網(wǎng)。窄條帶狀油田注采井組內不同注采方向儲層物性、注采井距、注水量等因素的差異性往往造成注入水平面驅替的不均衡，影響油田的開發(fā)效果[1-2]。水驅開發(fā)油田注水實踐表明，注入水平面驅替越均衡，水驅開發(fā)效果越好[3-7]。目前，以均衡驅替為目標的注采調整方法主要有2類。一類是定性的方法，主要是基于大量礦場實踐經(jīng)驗進行產(chǎn)液量調節(jié)，該類方法往往缺少定量的、理論上的論證；另一類是定量的方法，主要是基于數(shù)值模擬及油藏工程方法對注采井距、注采壓差、產(chǎn)液量進行優(yōu)化調整[8-20]，該類方法主要應用于新油藏方案設計中，對高含水期油藏現(xiàn)有井網(wǎng)下的注采調整難以起到指導作用。針對上述問題，以平面均衡驅替為目標，建立了基于注采連通值均衡化的產(chǎn)液量調整方法。針對窄河道油藏平面水驅不均衡井組，應用該方法指導了生產(chǎn)井進行產(chǎn)液量調節(jié)，使注入水實現(xiàn)了均衡驅替，改善了井組的開發(fā)效果。

1 注采井間驅替程度表征

為表征注水井各注采方向的驅替程度，引入注采連通值的概念。注采連通值就是某注采方向的累計注水量與水驅石油地質儲量的比值，即單位石油地質儲量的累計注水量。

(1)

式中：λ為注采連通值；Wi為第i個注采方向累計注水量，m3；N為注采井間水驅石油地質儲量，m3。

油水兩相滲流條件下，累計產(chǎn)水與累計產(chǎn)油滿足以下關系式[21]：

(2)

(3)

式中：c，d為與儲層和流體物性有關的常數(shù)；μo為油相黏度，mPa·s；μw為水相黏度，mPa·s；Bo為地層油體積系數(shù)；Bw為地層水體積系數(shù)；Sw為注采井間平均含水飽和度；Swc為注采井間束縛水飽和度；Wp為累計產(chǎn)水量，m3；Np為累計產(chǎn)油量，m3。

注采平衡條件下，得到累計注水量與含水飽和度關系式：

(4)

根據(jù)式(4)進一步推導了注采連通值與注采井間含油飽和度的關系式：

(5)

式中：Soi為原始含油飽和度；So為注采井間目前平均含油飽和度。

令：

(6)

式(5)可以簡寫為：

(7)

根據(jù)式(7)得到了注采連通值與注采井間含油飽和度的關系圖(圖1)。由圖1可知，注采連通值越大，注采井間的剩余油飽和度就越低，表明驅替程度越高，驅替效果越好。反之，注采連通值越小，則表明驅替程度越低，驅替效果越差，需要增加注水量，改善水驅效果。

為表征平面水驅的不均衡程度，引入了不均衡系數(shù)，即對不同方向的注采連通值求變異系數(shù)，見式(8)；不均衡系數(shù)越大，表明平面水驅越不均衡。

(8)

圖1 注采井間含油飽和度與注采連通值關系

2 平面均衡驅替調整方法

2.1 方法建立

窄條帶狀油藏進入高含水期之后，由于平面非均質性導致注入水平面驅替不均衡，影響井組水驅開發(fā)效果。平面均衡驅替就是使平面上各注采方向含油飽和度或采出程度趨于一致，即保證各注采方向注采連通值趨于一致。其中，計算注采連通值所需的各注采方向的累計注水量可通過示蹤劑數(shù)值模擬跟蹤量化實現(xiàn)。

(9)

(10)

式中：Δλi為注水井第i個注采方向的注采連通值變化量；Qi為注水井第i個注采方向累計注水量，m3；qi為注水井第i個注采方向日注水量，m3/d；Δt為調控時間，d；Ni為注水井第i個注采方向水驅石油地質儲量，m3。

注水井各注采方向的日注水量和累計注水量滿足以下條件：

(11)

(12)

式中：q為注水井日注水量，m3/d；Q為注水井累計注水量，m3。

由式(10)～(12)聯(lián)立求解，可得注水井第i個注采方向調整后的日注水量：

(13)

調整前后第i個注采方向日注水量的變化值為：

(14)

對于注采平衡的井組，可以通過調整相應生產(chǎn)井的產(chǎn)液量值Δqi來改變注水井在該注采方向的日注水量，從而實現(xiàn)各注采方向的均衡驅替。

對于窄條帶狀油藏，注采井間石油地質儲量為：

N=whLφSoi

(15)

式中：w為河道寬度，m；h為儲層厚度，m；L為注采井距，m；φ為孔隙度。

根據(jù)式(12)得注水井第i個注采方向調整后的日注水量為：

(16)

式中：wi為注水井第i個注采方向的河道寬度，m；hi為第i個注采方向的儲層厚度，m；Li為第i個注采方向的注采井距，m；φi為第i個注采方向的孔隙度。

由式(16)可以看出，根據(jù)注水井各注采方向的河道寬度、儲層厚度、孔隙度、注采井距、注水量、調控時間等參數(shù)，可以計算得到調整后不同注采方向的日注水量，從而根據(jù)式(13)、(14)得到不同方向對應生產(chǎn)井的產(chǎn)液量調整值。

2.2 適應性分析

渤海BZ油田為典型的窄條帶狀油藏，主要采用注采相間的井網(wǎng)形式，注水井大多對應2口生產(chǎn)井，只有2個注采方向，每個注采方向即為一個注采系統(tǒng)。根據(jù)實際地質及流體特征，建立了數(shù)值模擬概念模型。模型中設計“一注兩采”井網(wǎng)，注水井和生產(chǎn)井均位于河道中部，注采井距均為350 m，注水井注水量為100 m3/d，井組保持注采平衡；模型中河道寬度為200 m，油層厚度為20 m，孔隙度為0.3，油層滲透率為2 000 mD，原始地層壓力為16.6 MPa，地下原油黏度為80.0 mPa·s，地層水黏度為0.5 mPa·s，原始含水飽和度為0.25，相滲曲線采用全油田歸一化相滲。共設計了不均衡系數(shù)分別為0.0，0.2，0.4，0.6，0.8，0.9的6組模擬方案，通過數(shù)值模擬方法計算不同不均衡系數(shù)下的剩余油飽和度變化。

數(shù)值模擬過程中，選取模型運行至5 a時的數(shù)據(jù)作為各注采方向優(yōu)化前的初始數(shù)據(jù)。以調控時間5 a為例，分以下2種情況進行模擬開采：基礎方案為生產(chǎn)井保持原有產(chǎn)液量繼續(xù)生產(chǎn)；調整方案為按照上述方法計算調整后的產(chǎn)液量進行生產(chǎn)。以不均衡系數(shù)為0.6的方案為例，數(shù)值模擬表明，調控時間結束后，各注采方向的采出程度相同，表明通過調整生產(chǎn)井產(chǎn)液量實現(xiàn)了不同注采方向的均衡驅替，如圖2所示。

數(shù)值模擬研究發(fā)現(xiàn)，隨著不均衡系數(shù)增大，井組采收率逐漸變低，表明水驅效果變差，井組采收率和采收率增幅隨不均衡系數(shù)變化情況如圖3所示。由圖3可知，當不均衡系數(shù)較大時，通過調整產(chǎn)液量實現(xiàn)均衡驅替可以改善井組開發(fā)效果，提高井組采收率。對于不均衡系數(shù)大于0.6的驅替較不均衡井組，通過調整產(chǎn)液量，井組采收率能提高1.5個百分點以上。在對生產(chǎn)井產(chǎn)液量進行優(yōu)化的同時，也要根據(jù)工程條件判斷調整后的產(chǎn)液量能否實現(xiàn)，若無法實現(xiàn)則需要改變調控時間。

圖2 注水井不同注采方向采出程度變化曲線

圖3 井組采收率和采收率增幅隨不均衡系數(shù)變化曲線

3 實例應用

渤海BZ油田目前已進入高含水期，井組內平面水驅不均衡問題日益突出，同時考慮到海上平臺液處理能力的限制，需要對各井組的產(chǎn)液量進行優(yōu)化，使井組內實現(xiàn)均衡驅替，改善油田開發(fā)效果。

利用文中提出的基于注采連通值均衡化思想的產(chǎn)液量調整方法，對BZ油田部分井組生產(chǎn)井產(chǎn)液量進行了優(yōu)化，以E32井組為例，該井組內注水井受效井有2口，井組不均衡系數(shù)為0.7；由于注入水平面驅替不均衡，2口生產(chǎn)井的含水上升趨勢差異較大。通過對井組內生產(chǎn)井液量進行優(yōu)化調整，井組實現(xiàn)日增油量達18 m3/d，井組采收率提高2.2個百分點。

將該研究成果應用到全油田，共指導BZ油田18個井組進行產(chǎn)液量調節(jié)，井組平均日增油達16 m3/d，取得了較好的開發(fā)效果。

4 結 論

(1) 為定量表征注水井平面水驅不均衡性，提出利用注采連通值對不同注采方向的驅替效果進行表征，同時利用不均衡系數(shù)反映井組內平面水驅不均衡程度。

(2) 針對平面水驅不均衡的井組，以均衡驅替為目標，建立了考慮多種因素的產(chǎn)液量調整方法，指導了窄條帶狀油藏進行產(chǎn)液量調整，取得了較好的效果。

(3) 基于注采連通值均衡化的產(chǎn)液量調整方法還可以用于指導面積井網(wǎng)進行產(chǎn)液量調整，實現(xiàn)平面均衡驅替。