低渗透压敏油藏极限注采井距研究

陈民锋姜汉桥郑 伟蒋 珍谷建伟

（1.中国石油大学石油天然气工程学院，北京 102249；2.中国石油大学石油工程学院，山东 东营 257061）

低渗透压敏油藏极限注采井距研究

陈民锋1姜汉桥1郑 伟1蒋 珍1谷建伟2

（1.中国石油大学石油天然气工程学院，北京 102249；2.中国石油大学石油工程学院，山东 东营 257061）

确定合理注采井距对低渗透油田经济、有效地开发具有重要意义。考虑低渗透油藏压敏效应对渗透率的影响，基于渗透率与有效覆压的关系，以及启动压力梯度与渗透率的关系推导了低渗透应力敏感性油藏启动压力梯度分布公式。对油水井间压力分布公式进行修正，取压力等于供给压力处对应的半径分别为极限生产半径和极限注水半径，其和为极限井距。在此基础上，结合某油田实际数据，得到了油水井间压力分布及压力梯度分布特征，确定了技术极限井距。与没考虑压敏效应得到的结果相比，本方法更符合实际情况。

低渗透；压敏效应；启动压力梯度；压力分布；技术极限井距

注采井距是影响低渗透油藏开发效果的关键因素。低渗透储层由于存在较大的渗流阻力，井距过大，注采井间压力损耗严重，加之要克服启动压差，不能形成有效驱替；井距过小，势必增加投资成本，加大开发风险。相关研究人员对低渗透油藏合理井距的确定提出了相应的方法［1-7］，但这些方法没考虑储层应力敏感效应对渗透率的影响，均假定储层渗透率是静态不变的，并认为极限生产半径与极限注水半径相等。然而实际上储层的压敏效应会引起渗透率的改变，而这些变化在油水井区是不同的。

1 基本关系式推导

1.1 低渗透储层渗透率与上覆压力的关系

在油田开发过程中，地层压力逐渐降低，从而造成上覆岩石压力与岩石内孔隙压力差的增加。净上覆压力增加使岩石骨架变形，孔隙喉道变得更加细小狭长，均质性变差，渗透性变低。国内外学者对低渗透砂岩储层渗透率与净上覆压力的关系进行了深入研究［8-10］。实验证明，地层压力下降，净上覆压力增加，储层空气渗透率呈幂函数规律减小，即

其中

式中：Kp为上覆压力p下的渗透率，10-3μm2；Ka为地面空气渗透率，10-3μm2；Δp为地层压力下降值，MPa；p为距井底距离为r时的地层压力，MPa；pe为供给压力，MPa。

1.2 最小启动压力梯度的计算

根据技术极限井距的定义［3］，将低渗透油藏渗流过程看成达西渗流。根据达西定律［11］，在油井井底和供给边界之间，压力分布公式为

式中：pwf为油井井底流压，MPa；re为供给半径，m；rw为井径，m。

室内实验研究表明，最小启动压力梯度与视黏度的关系为［12］

式中：GD为油井区最小压力梯度，MPa·m-1；μ为流体黏度，mPa·s。

将式（1）代入式（3），得到油井区随r而变化的最小启动压力梯度GDo：

同理，得到水井区随r而变化的最小启动压力梯度GDw：

1.3 修正后的压力分布

当一口油井以一定产量Q生产时，其驱动压力梯度随半径r增大而逐渐减小［13］：

在某一小段距离Δr中，最小启动压力梯度GD可看作常数。因此，对（6）式积分得到：

将渗流过程看作是达西径向流，则有

将式（8）代入式（7），得到油井区修正后的压力分布公式

同理，可得到水井区修正的压力分布公式：

1.4 技术极限井距的计算方法

将re分成间距很小的n段，即每隔一小段距离取一个r值，则能计算出对应r的最小启动压力梯度，进而可以得到修正后的压力分布。在油水井区各取压力接近于供给压力的点，其对应的r值即为极限生产半径和极限注水半径，它们之和就是极限井距。

2 应用实例

某油田是一个典型的低渗透油藏，采用该断块的油藏地质特征和流体特征数据，对以上动态法进行验算，并与前人的静态法进行对比。取油水井供给半径为200 m，油水井井径为0.1 m，供给压力为35 MPa，油井井底流压为15 MPa，水井井底流压为50 MPa，地面空气渗透率为1.7×10-3μm2，原油黏度为1.65 mPa·s，水的黏度为0.45 mPa·s。

图1是油井区启动压力梯度分布曲线。静态法中启动压力梯度是不变的，而动态法考虑渗透率的压敏效应，油井附近有效覆压为正，渗透率越靠近生产井越小，启动压力梯度随半径减小逐渐增大，且大于静态启动压力梯度。

图2是水井区启动压力梯度分布曲线。水井附近有效覆压为负，渗透率越靠近注水井越大，启动压力梯度随着半径的减小而减小，且小于静态启动压力梯度。

图3是油井区压力分布曲线。油井附近某点考虑动态启动压力梯度时，对应的压力大于同一点不考虑启动压力梯度时的压力值；随着半径的增大，它们之间的差距越来越大，当压力达到供给压力时，半径只有53 m，即动态极限生产半径为53 m。当考虑静态启动压力梯度时，同一点对应的压力在不考虑启动压力梯度和考虑动态启动压力梯度之间，此时的极限井距要大于53 m。

图4是水井区压力分布曲线。水井附近，考虑动态启动压力梯度时，同一点对应的压力要小于不考虑启动压力梯度时的压力，当压力达到供给压力时，半径为88 m，即此时的极限注水半径为88 m。考虑静态启动压力梯度时，其压力小于考虑动态启动压力梯度时的值，此时的极限注水半径小于88 m。

因此动态法得到的极限井距为141 m。参照文献［4］中的静态计算方法，得到的极限生产半径为65.5 m，因此静态法得到的技术极限井距为131 m。动态法算出的技术极限井距大于静态法结果。

3 结论

1）推导了考虑储层压敏效应对渗透率的影响时最小启动压力梯度分布公式。油井附近启动压力梯度随着半径的减小逐渐增大且大于静态压力梯度，水井附近启动压力梯度随着半径的减小而减小且小于静态启动压力梯度。因此将启动压力梯度看成不变的来计算井距是不准确的。

2）对油水井区压力分布公式进行了修正。根据修正后的压力分布曲线，压力等于供给压力处的点对应的半径为极限生产半径和极限注水半径，它们的和为技术极限井距。

3）从压力分布图可以看出，技术极限生产半径大于极限注水半径，证明了静态法中技术极限井距等于两倍的极限生产半径的计算方法是不准确的。

4）动态法得到的极限井距大于静态法结果，由于考虑了渗透率压敏效应，其结果更切合实际。

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Determination of critical well spacing in low permeability and pressure-sensitive reservoir

Determination of rational well spacing is significant for exploiting the low permeability oilfield or reservoir economically and effectively.Influence of pressure variation on permeability is considered.Formula of pressure sensitivity for permeability and relational expression of the least start-up pressure gradient and permeability are utilized to calculate the least start-up pressure gradient at different location between production well and injection well which is used to correct pressure distribution.This paper takes the radius where the pressure is equal to supply pressure as the technology critical producing radius and critical waterflooding radius.The sum is critical well spacing.Based on this and combined with the real data of an oilfield,the distribution characteristics of pressure and dynamic least start-up pressure are obtained,and the technical critical well spacing is determined.Compared with the static method without considering the pressure sensitivity effect,this method is more realistic.

low permeability,pressure sensitivity effect,start-up pressure gradient,pressure distribution,technical critical well spacing.

国家科技重大专项外协子课题“海上稠油高效开发新技术”(2008ZX05024-002)

TE313.4

A

2009-10-13；改回日期：2010-07-12。

陈民锋，男，1971年生，博士，现主要从事油田开发系统理论方法和提高采收率技术研究。电话：（010）89733096。

（编辑 滕春鸣）

1005-8907（2010）05-579-04

陈民锋，姜汉桥，郑伟，等.低渗透压敏油藏极限注采井距研究［J］.断块油气田，2010，17（5）：579-582.

Chen Minfeng，Jiang Hanqiao，Zheng Wei，et al.Determination of critical well spacing in low permeability and pressure-sensitive reservoir［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2010，17（5）：579－582.

Chen Minfeng1Jiang Hanqiao1Zheng Wei1Jiang Zhen1Gu Jianwei2

(1.Faculty of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China；2.School of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Dongying 257061,China)