依据见水速度优化注采压差研究——以鄂尔多斯盆地某砂岩油藏为例

朱圣举， 安小平， 张皎生

(1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室)

依据见水速度优化注采压差研究

——以鄂尔多斯盆地某砂岩油藏为例

朱圣举1，2， 安小平1，2， 张皎生1，2

(1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室)

摘要：为了实现面积注采井网在平面上的均衡水驱，提高扫油面积系数，依据反九点井网油井见水时间公式，在假设各采油井见水时间相同的条件下，建立了注采压差优化模型。研究表明，合理的注边压差(注水井与边采油井之间的压差Δps)与注角压差(注水井与角采油井之间的压差Δpc)之比，与几何因子和储层渗流因子的乘积成反比。对鄂尔多斯盆地某砂岩油藏正方形反九点井网实际资料分析和计算表明：接近合理的注边压差与注角压差之比的注采关系更有利于均衡水驱。

关键词：鄂尔多斯盆地；水驱油藏；反九点井网；注采压差；见水速度

注采压差是注水井井底流压与采油井井底流压之差值，是注水开发油藏的重要指标。

文献[1-3]对边底水油藏的合理生产压差进行了研究，文献[4]对高饱和、高气油比油藏的合理生产压差进行了研究，文献[5-6]对水平井的合理生产压差进行了研究，文献[7-8]对变形介质储层的合理生产压差进行了研究，文献[9-13]对注水开发油藏的合理生产压差进行了研究。

然而，遗憾的是，以上文献的研究均是基于单井或者注采两口井，均没有注采井网的概念，更没有考虑非均质的影响。鉴于此，本文从渗流单元研究入手，并考虑平面非均质性，建立起了反九点注采井网的注采压差优化模型，可用于油田开发规划设计及油田开发调整设计。

1注采压差优化模型的建立

水驱前缘沿注采井连线(OA)到达角采油井井底A的时间tc[14]

(1)

图1　反九点井网渗流单元示意图

式中：C=0.0864；C1=β1/α1；α1=∠AOD，β1=∠OAD，rad；Kc——注水井与角采油井之间的储层渗透率，10-3μm2；μc——注水井与角采油井之间的地层流体黏度，mPa·s；ph——注水井井底(O点)流压，MPa；pfc——角采油井井底(A点)流压，MPa；Δpc——注水井与角采油井之注采压差，Δpc=ph-pfc，MPa；L——OA长度， m；rw——井筒半径，m；fwc′(Swfc)——注水井与角采油井之间的前缘含水饱和度Swfc对应的含水率的变化率，f；φc——注水井与角采油井之间的储层孔隙度，f；tc——水驱前缘达到角采油井(A点)的时间，d。

令

Ac=

(2)

则式(1)变为

(3)

边采油井(C点)有两个见水时间ts1及ts2。

边采油井(C点) ) (ΔODC中)见水时间ts1[14]

ts1=

(4)

式中：C2=β2/α2；α2=∠COD，β2=∠OCD，rad；Ks——注水井与边采油井之间的储层渗透率，10-3μm2；μs——注水井与边采油井之间的地层流体黏度，mPa·s；pfs——边采油井井底(C点)流压，MPa；Δps——注水井与边采油井之注采压差，Δps=ph-pfs，MPa；fws′(Swfs)——注水井与边采油井之间的前缘含水饱和度Swfs对应的含水率的变化率，f；φs——注水井与边采油井之间的储层孔隙度，f；ts1——水驱前缘达到边采油井(C点) (ΔODC中)的时间，d。

令

As1=

(5)

则式(4)变为

(6)

边采油井 (C点) (ΔOEC中)见水时间ts2[14]

ts2=

(7)

式中：C3=β3/α3；α3=∠COE，β3=∠OCE，rad；ts2——水驱前缘达到边采油井(C点) (ΔOEC中)的时间，d。

令

As2=

(8)

则式(7)变为

(9)

则

(10)

令

(11)

(12)

(13)

则式(10)变为

(14)

同理

(15)

(16)

式(16)即为反九点井网注采压差优化模型，命名M1、M2为几何因子，反映了平面几何非均质性；命名N为储层渗流因子，反映了储层渗流非均质性。

优化注采压差的思路就是使角采油井与边采油井的见水时间尽量一致，达到均衡水驱、提高注水扫油面积系数的目的。因此可这样考虑，先比较As1与As2的大小，取其小者(命名为As)参与注采压差优化。然后再令tc/ts=1(ts即为与As对应的见水时间)，则由式(14)或(15)可确定出Δps/Δpc，那么，只要先用其它方法确定出一个合理注采压差，则另一个合理注采压差也就相应求出来了。

2实例分析

由公式(14)，令tc/ts=1时，计算得Δps/Δpc=1.9418，即该正方形反九点井网注采井组的各合理注采压差应为：注水井与边采油井的注采压差应为注水井与角采油井的注采压差的1.941 8倍。

而实际开发过程中，一组注采压差为：Δps及Δpc均为15 MPa，结果角采油井见水时间tc为525天，而边采油井见水时间ts为1020天，平面上水驱极不均衡；而另一组注采压差为：Δpc=15 MPa，Δps=28MPa，Δps/Δpc=1.8667(接近合理值1.941 8)，结果角采油井见水时间tc为525天，而边采油井见水时间ts为546天，平面上水驱相对均衡。

3结论

(1) 基于反九点注采井网油井见水时间公式，建立起了注采压差优化模型，可用于采油井见水之前不同注采方位的注采压差关系优化。

(2) 合理的注水井和边采油井的注采压差与注水井和角采油井的注采压差之比Δps/Δpc，与几何因子和储层渗流因子的乘积成反比。

(3)运用该注采压差优化模型，可实现面积井网在平面上的均衡水驱。

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编辑：崔林

文章编号：1673-8217(2016)03-0108-03

收稿日期：2015-12-07

作者简介：朱圣举，高级工程师，硕士，1963年生，1996年毕业于江汉石油学院油气田开发工程专业，现从事油藏工程、低渗透油田开发、提高采收率等领域的研究工作。

基金项目：国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”(编号：2011ZX05044)。

中图分类号：TE319

文献标识码：A