低渗透油藏水驱注采压差优化研究

2016-12-20崔传智李凯凯姚荣华

特种油气藏 2016年3期

关键词：含水压差渗透率

崔传智，安然，李凯凯，姚荣华，王鹏

(1.中国石油大学(华东)，山东青岛 266580；2.中国石油长庆油田分公司，陕西榆林 718600)

低渗透油藏水驱注采压差优化研究

崔传智1，安然1，李凯凯2，姚荣华1，王鹏1

(1.中国石油大学(华东)，山东青岛 266580；2.中国石油长庆油田分公司，陕西榆林 718600)

针对渤南五区低渗透油藏储层非均质性强、剩余油分布复杂、水驱动用程度差异大的问题，以五点法井网为例，根据流线分布特征，将井网划分为多个计算单元，利用流管法计算得到各个计算单元水驱开发指标。以均衡驱替为目标，以各计算单元内的注采压差为优化变量，综合考虑储层物性及剩余油分布的非均质性，应用优化算法，得到了各计算单元的最优注采压差。研究表明，各计算单元的剩余油饱和度差异越大，达到均衡驱替时要求的时间越短，各调控单元所需的注采压差相差也越大。数值模拟结果表明，该注采压差优化方法能够明显减少各分区的剩余油分布差异，提高采收率2.6%。研究成果可有效指导低渗透水驱油藏开发决策的制订。

低渗透油藏；高含水期；均衡驱替；计算单元；注采压差；渤南五区

0 引言

渤南五区位于渤南油田东南部，平均渗透率为26.46×10-3μm2，属于低渗透储层，主要沉积为浊积水道沉积，突进系数为13.6，变异系数为1.74，非均质性严重。经过40多年的开发，目前井网内不同方向上的剩余油分布存在较大差异。在现今国际油价持续低迷情况下，不宜采取调整井网形式或者打加密井等措施来改善开发效果，注采压差调整是提高储量动用程度和油藏采收率的经济有效的方法[1-2]。对于如何与油藏储层特征、剩余油非均质分布相结合，定量优化井组内注采压差的研究相对较少。不少学者提出了均衡驱替的概念和方法来开发非均质油藏[3]，但这些方法大多是针对新开发油藏，基于单相渗流理论，通过优化井网形式、井距等来达到均衡驱替的目的[4-7]，对于高含水期油藏适用性较差。针对以上问题，亟待建立新的低渗透水驱油藏注采压差优化方法。

1 计算单元划分及开发指标计算

流线是流体质点由注水井流动到生产井所遵循的路线，根据井网的流线分布来划分计算单元。对于五点法井网，流线分布如图1所示。根据流线的对称性，可以选定红色区域为一个计算单元，此计算单元近似为一个等腰直角三角形，因此，一个五点法井网注采单元可以划分为8个计算单元。各计算单元内的厚度、孔隙度、地层渗透率、剩余油饱和度等参数取该单元内相应参数的平均值。可以认为各计算单元内的流体相对独立渗流，每个计算单元内的开发指标都可以根据流管法计算[7]。

图1 五点法井网流线分布示意图

假设计算单元由一系列的流管组成，则可以根据流管法计算出任一截面的油相流量和水相流量，将一系列流管单元内的流量叠加，即可得到定注采压差条件下生产井的瞬时产油量和产水量。

根据文献[7]中的单相渗流条件下1个计算单元内的流量计算方法，可以得到相应的某时刻油水两相渗流时的油水流量：

(1)

(2)

式中：qo为单元内油相流量，m3/s；qw为单元内水相流量，m3/s；K为油层绝对渗透率，μm2；Kro为油相相对渗透率；Krw为水相相对渗透率；Swe为油井见水后出口端含水饱和度；h为油层厚度，m；Δp为注采压差，MPa；G为启动压力梯度，MPa/m；l为注采井距，m；μo为地层原油黏度，mPa·s；μw为地层水黏度，mPa·s；rw为油井半径，m；α为从注水井出发的流线与注采连线的夹角，rad。

每一计算单元内地层平均含水饱和度随时间变化的关系为：

(3)

油井见水后出口端含水饱和度和地层平均含水饱和度的关系为：

(4)

根据地层平均含水饱和度可以得到相应的出口端含水饱和度。

不同的计算单元，地层渗透率、厚度、剩余油饱和度可以不同，根据单元内各参数值，结合以上公式，即可求解该计算单元的开发指标。各计算单元的注采压差可以调节，进而改变该计算单元开发指标的结果。

2 注采压差优化方法

以各单元均衡驱替为目标，以实际油藏最大注采压差为限制条件，进行各单元注采压差的优化。具体步骤如下。

(1) 划分计算单元，综合考虑流体和储层物性计算每个单元内的初始平均参数。

(4) 判断此时各单元平均含水饱和度与设定的目标平均含水饱和度是否一致，若不一致，改变注采压差Δpi，回到步骤(3)重新计算，直至单元计算得到的饱和度与目标饱和度一致，从而得到满足均衡驱替所需的注采压差。

(5) 判断各单元注采压差是否合理(矿场工艺条件能够实现)，若不合理，改变设定的目标饱和度重新计算，直至满足要求为止。

渤南五区为中深层低渗透砂砾岩油藏，原油黏度为2.0 mPa·s，水的黏度为0.5 mPa·s，启动压力梯度为0.02 MPa/m。以五点法井网为例，根据储层和流体的物性，建立数值模拟概念模型，设注采井距为200 m，油层厚度为10 m，井半径为0.1 m，孔隙度为0.16。优化方法计算和油藏数值模拟验证所用到的相对渗透率曲线如图2所示。

图2 归一化的相渗曲线

将五点法井网根据生产井划分为4个分区，每个分区即为一个注采系统，包含2个计算单元。选取数值模拟模型运行某一时刻的数据作为各分区优化前的初始数据，如表1所示。

表1 各分区初始数据

假设调控时间分别为4、5、6、7 a，对各调控分区给定不同的注采压差，使得调控时间结束后，各分区的地层平均含水饱和度相同。表2给出了不同调控时间下，利用优化方法计算得到达到均衡驱替时各分区的注采压差。

表2 不同调控时间下各分区注采压差

以调控时间5 a为例，根据表1提供的各分区初始数据，采用数值模拟方法进行验证，分以下2种情况开采：保持原有压差继续生产；当注水井井底流压确定时，根据表2分别调整各生产井的井底流压，使各分区注采压差分别为26.5、22.0、17.5、13.0 MPa。数值模拟结果表明(图3)，第5 a末时，优化压差生产的模式要比保持原有压差继续生产效果要好很多，平面上基本达到均衡驱替。此时各分区的地层平均含水饱和度都接近0.66，各生产井的综合含水率也非常接近，为98%，优化压差生产提高采收率2.6%。