低滲透油藏水驅注采壓差優化研究

崔傳智，安 然，李凱凱，姚榮華，王 鵬

(1.中國石油大學(華東)，山東 青島 266580；2.中國石油長慶油田分公司，陜西 榆林 718600)

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低滲透油藏水驅注采壓差優化研究

崔傳智1，安 然1，李凱凱2，姚榮華1，王 鵬1

(1.中國石油大學(華東)，山東 青島 266580；2.中國石油長慶油田分公司，陜西 榆林 718600)

針對渤南五區低滲透油藏儲層非均質性強、剩余油分布復雜、水驅動用程度差異大的問題，以五點法井網為例，根據流線分布特征，將井網劃分為多個計算單元，利用流管法計算得到各個計算單元水驅開發指標。以均衡驅替為目標，以各計算單元內的注采壓差為優化變量，綜合考慮儲層物性及剩余油分布的非均質性，應用優化算法，得到了各計算單元的最優注采壓差。研究表明，各計算單元的剩余油飽和度差異越大，達到均衡驅替時要求的時間越短，各調控單元所需的注采壓差相差也越大。數值模擬結果表明，該注采壓差優化方法能夠明顯減少各分區的剩余油分布差異，提高采收率2.6%。研究成果可有效指導低滲透水驅油藏開發決策的制訂。

低滲透油藏；高含水期；均衡驅替；計算單元；注采壓差；渤南五區

0 引 言

渤南五區位于渤南油田東南部，平均滲透率為26.46×10-3μm2，屬于低滲透儲層，主要沉積為濁積水道沉積，突進系數為13.6，變異系數為1.74，非均質性嚴重。經過40多年的開發，目前井網內不同方向上的剩余油分布存在較大差異。在現今國際油價持續低迷情況下，不宜采取調整井網形式或者打加密井等措施來改善開發效果，注采壓差調整是提高儲量動用程度和油藏采收率的經濟有效的方法[1-2]。對于如何與油藏儲層特征、剩余油非均質分布相結合，定量優化井組內注采壓差的研究相對較少。不少學者提出了均衡驅替的概念和方法來開發非均質油藏[3]，但這些方法大多是針對新開發油藏，基于單相滲流理論，通過優化井網形式、井距等來達到均衡驅替的目的[4-7]，對于高含水期油藏適用性較差。針對以上問題，亟待建立新的低滲透水驅油藏注采壓差優化方法。

1 計算單元劃分及開發指標計算

流線是流體質點由注水井流動到生產井所遵循的路線，根據井網的流線分布來劃分計算單元。對于五點法井網，流線分布如圖1所示。根據流線的對稱性，可以選定紅色區域為一個計算單元，此計算單元近似為一個等腰直角三角形，因此，一個五點法井網注采單元可以劃分為8個計算單元。各計算單元內的厚度、孔隙度、地層滲透率、剩余油飽和度等參數取該單元內相應參數的平均值。可以認為各計算單元內的流體相對獨立滲流，每個計算單元內的開發指標都可以根據流管法計算[7]。

圖1 五點法井網流線分布示意圖

假設計算單元由一系列的流管組成，則可以根據流管法計算出任一截面的油相流量和水相流量，將一系列流管單元內的流量疊加，即可得到定注采壓差條件下生產井的瞬時產油量和產水量。

根據文獻[7]中的單相滲流條件下1個計算單元內的流量計算方法，可以得到相應的某時刻油水兩相滲流時的油水流量：

(1)

(2)

式中：qo為單元內油相流量，m3/s；qw為單元內水相流量，m3/s；K為油層絕對滲透率，μm2；Kro為油相相對滲透率；Krw為水相相對滲透率；Swe為油井見水后出口端含水飽和度；h為油層厚度，m；Δp為注采壓差，MPa；G為啟動壓力梯度，MPa/m；l為注采井距，m；μo為地層原油黏度，mPa·s；μw為地層水黏度，mPa·s；rw為油井半徑，m；α為從注水井出發的流線與注采連線的夾角，rad。

每一計算單元內地層平均含水飽和度隨時間變化的關系為：

(3)

油井見水后出口端含水飽和度和地層平均含水飽和度的關系為：

(4)

根據地層平均含水飽和度可以得到相應的出口端含水飽和度。

不同的計算單元，地層滲透率、厚度、剩余油飽和度可以不同，根據單元內各參數值，結合以上公式，即可求解該計算單元的開發指標。各計算單元的注采壓差可以調節，進而改變該計算單元開發指標的結果。

2 注采壓差優化方法

以各單元均衡驅替為目標，以實際油藏最大注采壓差為限制條件，進行各單元注采壓差的優化。具體步驟如下。

(1) 劃分計算單元，綜合考慮流體和儲層物性計算每個單元內的初始平均參數。

(4) 判斷此時各單元平均含水飽和度與設定的目標平均含水飽和度是否一致，若不一致，改變注采壓差Δpi，回到步驟(3)重新計算，直至單元計算得到的飽和度與目標飽和度一致，從而得到滿足均衡驅替所需的注采壓差。

(5) 判斷各單元注采壓差是否合理(礦場工藝條件能夠實現)，若不合理，改變設定的目標飽和度重新計算，直至滿足要求為止。

渤南五區為中深層低滲透砂礫巖油藏，原油黏度為2.0 mPa·s，水的黏度為0.5 mPa·s，啟動壓力梯度為0.02 MPa/m。以五點法井網為例，根據儲層和流體的物性，建立數值模擬概念模型，設注采井距為200 m，油層厚度為10 m，井半徑為0.1 m，孔隙度為0.16。優化方法計算和油藏數值模擬驗證所用到的相對滲透率曲線如圖2所示。

圖2 歸一化的相滲曲線

將五點法井網根據生產井劃分為4個分區，每個分區即為一個注采系統，包含2個計算單元。選取數值模擬模型運行某一時刻的數據作為各分區優化前的初始數據，如表1所示。

表1 各分區初始數據

假設調控時間分別為4、5、6、7 a，對各調控分區給定不同的注采壓差，使得調控時間結束后，各分區的地層平均含水飽和度相同。表2給出了不同調控時間下，利用優化方法計算得到達到均衡驅替時各分區的注采壓差。

表2 不同調控時間下各分區注采壓差

以調控時間5 a為例，根據表1提供的各分區初始數據，采用數值模擬方法進行驗證，分以下2種情況開采：保持原有壓差繼續生產；當注水井井底流壓確定時，根據表2分別調整各生產井的井底流壓，使各分區注采壓差分別為26.5、22.0、17.5、13.0 MPa。數值模擬結果表明(圖3)，第5 a末時，優化壓差生產的模式要比保持原有壓差繼續生產效果要好很多，平面上基本達到均衡驅替。此時各分區的地層平均含水飽和度都接近0.66，各生產井的綜合含水率也非常接近，為98%，優化壓差生產提高采收率2.6%。

圖3 調控5a各分區的地層平均含水飽和度隨時間變化曲線

對于一個注采單元，達到目標含水率時，調控時間越短，達到均衡驅替時所需的注采壓差就越大。達到均衡驅替的目標時，若繼續保持優化壓差進行生產，地層中可能出現新的不均衡，因此，在生產一段時間后，需要根據開發狀態再次調整注采壓差，使得地層保持相對均衡的開發狀態。

3 結 論

(1) 依據流管法原理，建立了注采壓差與油水兩相產能的關系，進而建立了通過調整注采壓差改變油井開發指標，以達到地層均衡驅替目標的定量優化方法，油藏數值模擬驗證了研究成果準確有效，有利于高含水期水驅油藏的經濟開發。

(2) 對同一口生產井，當最終調控目標一定時，調控時間越短，需要的注采壓差也越大。調控壓差一定時，注采壓差與地層平均含水飽和度、地層滲透率有關，且隨著兩者的增大而減小。

[1] 王德龍，郭平，汪周華，等.非均質油藏注采井組均衡驅替效果研究[J].西南石油大學學報，2011，33(5)：122-125.

[2] 彭昱強，涂彬，魏俊之，等.油氣田開發井網研究綜述[J].大慶石油地質與開發，2000，27(3)：57-59.

[3] 王軍.注采井網均衡驅替的產量設計[J].特種油氣藏，2005，12(6)：37-39.

[4] 何巖峰，吳曉東，韓增軍，等.低滲透油藏油井產能預測新方法[J].中國石油大學學報(自然科學版)，2007，31(5)：69-73.

[5] 李愛軍.低滲透油藏單井產能預測新方法[J].新疆石油地質，2011，32(6)：667-668.

[6] 田冷，顧永華，何順利.低滲透油藏非線性滲流產能計算模型及參數敏感性分析[J].水動力學研究與進展，2011，26(1)：108-115.

[7] 計秉玉，李莉，王春艷.低滲透油藏非達西滲流面積井網產油量計算方法[J].石油學報，2008，29(2)：256-261.

編輯 張耀星

20151227；改回日期：20160307

國家科技重大專項“特高含水后期多措施協同優化研究”(2016ZX05010003-006)；教育部創新團隊發展計劃“復雜油藏開發和提高采收率的理論和技術”(IRT1294)

崔傳智(1970-)，男，教授，博士生導師，1993年畢業于石油大學(華東)油藏專業，2005年畢業于中國地質大學(北京)礦產普查與勘探專業，獲博士學位，現從事油氣滲流理論、油氣田開發工程等方面的教學和科研工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.03.019

TE348

A

1006-6535(2016)03-0083-03