低渗透油田超前注水对开发效果的影响

张承丽， 宋国亮， 魏明国， 殷代印

( 1. 东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318； 2. 东北石油大学 数学科学与技术学院，黑龙江 大庆 163318； 3. 大庆钻探工程公司 钻井二公司，黑龙江 大庆 163413 )

0 引言

低渗透油田[1-4]显著的特征是存在启动压力梯度和压敏特征[5]，在开发过程中渗流阻力大，压力传导能力差，单井产量递减速度加快，稳产难度加大，而且压力、产量降低后，恢复起来十分困难，严重制约低渗透油田的开发水平.针对低渗透油田流体渗流的特点，在长期的合理开发方式探索过程中，长庆、大庆、吉林、新疆等低渗透油田提出一种改善油藏开发效果的有效注水开发模式，即超前注水[6].超前注水技术能合理地补充地层能量，提高地层压力，使油井长期保持较高的生产能力，产量递减明显减小；同时，能防止原油物性变差，有效保证原油渗流通道的畅通，提高注入水波及体积.

原苏联学者多主张超前注水，认为超前注水保持地层压力，可以获得较长时间的高产稳产；李亮等[7]以长庆油田三叠系延长组油藏为例，通过超前注水实验效果对比，得出超前注水能够防止原油物性变差；车起君等[8]对超前注水提高单井产量机理及作用进行研究，提出超前注水有效压力驱替系统、超前注水地层压力保持水平、注水时机；王建华[9]开展超前注水提高产量机理及作用的研究；曾建[10]开展长庆特低渗透油藏超前注水改善开发效果机理的研究.

笔者以朝阳沟油田长10区块为例，用理论和数值模拟的方法分别研究低渗透油田超前注水对脱气半径、原油黏度、无因次采液/采油指数、含水率、原油产量、波及系数和采收率的影响，为有效开发低渗透油田提供指导.

1 原油黏度

1.1 减小脱气半径

脱气半径计算公式[11]为

(1)

式中：rb为脱气半径；pb为饱和压力；pwf为油井井底流动压力；c为待定因数(对某一具体区块为常数)；re为供给半径；pe为供给边界压力；rw为井筒半径.

应用长10区块油气相对渗透率曲线、高压物性曲线和生产油气比数据，计算该区块c=0.005 116，二次平方项可以忽略不计，式(1)简化为

(2)

脱气半径为

(3)

根据式(3)计算不同井底流压、不同地层压力下的脱气半径(见图1).由图1可知，相同地层压力条件下，井底流压越大，脱气半径越小；井底流压一定时，随着平均地层压力的提高，脱气半径减小.

1.2 原油黏度

原油黏度是影响油井产量及采收率的重要因素之一，掌握地层原油的黏度对于油井动态预测和提高采收率等是必要的.长10区块地层原油黏度随压力变化实验数据见图2，其中该区块饱和压力为4.5 MPa.由图2可知，当地层压力高于饱和压力时，随着压力逐渐上升，原油黏度略有增加，但变化不大，压力增加1 MPa，原油黏度平均仅提高0.03 mPa·s，基本保持不变；当压力低于饱和压力时，随着压力的下降原油黏度急剧增加，压力降低1 MPa，原油黏度平均增加1.60 mPa·s.

图1 长10区块脱气半径与地层压力关系曲线

图2 长10区块原油黏度随地层压力变化关系曲线

对于超前注水油藏，在油藏未脱气部位，压力升高引起的对开发效果不利影响可以忽略不计；而在油井附近油藏脱气部位，由于平均地层压力升高，使脱气半径减小，这有利于提高开发效果.反之，如果油井地层压力下降，脱气半径增大，原油黏度大幅度增加，将降低开发效果.

2 无因次采油、采液指数

无因次采液指数表明某一储层供液能力，而采液指数则表征该层上一口生产井的采液能力.无因次采液指数JDL为

JDL=JL/(JL)fw=0=QL/Qomax,

(4)

QL=Qo+Qw,

(5)

(6)

(7)

式(4～7)中：JL为任一含水饱和度下的采液指数；Qomax为油藏条件下含水率为0时的产油量；QL，Qo，Qw分别为油藏条件下的采液量、产油量和产水量；μo，μw分别为油藏条件下油和水的黏度；S为表皮因数；Δp为生产压差；K为地层渗透率；Kro为油相相对渗透率；Krw为水相相对渗透率；h为生产层有效厚度；G为启动压力梯度；fw为含水率.

将式(5～7)代入式(4)，得无因次采液指数与油水相对渗透率的关系[12]为

(8)

式中：Sw为含水饱和度；Swi为原始含水饱和度.

无因次采油指数JDO为

JDO=JDL(1-fw).

(9)

图3 长10区块无因次采液/采油指数与含水率关系曲线

根据长10区块相对渗透率曲线计算无因次采油/采液指数和含水率(见图3).由图3可知，超前注水后，地层压力从7.3 MPa上升到9.5 MPa，相同含水率条件下，无因次采油/采液指数增大，并且随着含水率的升高，无因次采液指数先减小，然后增大，含水率达到60%左右，无因次采液指数降到最低，含水率大于60%后，无因次采液指数逐渐增大，最高达到1.3.

3 油井含水率

由于启动压力梯度的存在，低渗透油藏的水驱开发效果与中、高渗油藏水驱开发效果存在较大差别.低渗透油藏油水两相基本渗流运动方程[13]为

(10)

(11)

式(10～11)中：Bo为原油体积系数；A为过流面积；L为流体渗流距离；Go为油相启动压力梯度；Gw为水相启动压力梯度.

根据两相渗流实验，相比于油相启动压力梯度，水相启动压力梯度可以忽略，式(11)可写为

(12)

根据含水率的定义，有

(13)

图4 长10区块采出程度与含水率关系曲线

将式(10)、(12)联立得到存在启动压力条件下fw的表达式为

(14)

根据长10区块相对渗透率曲线计算采出程度和含水率关系曲线(见图4).由图4可知，超前注水后，地层压力从7.3 MPa上升到9.5 MPa，相同采出程度情况下，含水率降低，采收率从19.89%增加到21.01%，增加1.12%.

4 原油产量

低渗透油藏最显著的特征是存在启动压力梯度和压敏现象，已有的产量公式不再适用于低渗透油藏[14-15].适合超前注水条件，油藏平均压力高于原始地层压力，考虑黏度和渗透率变化的油井产量计算公式为

(15)

式中：αk为压敏作用下与渗透率相关的变形系数；αμ为压敏作用下与黏度相关的变形系数；pi为原始地层压力.

从式(15)可以看出，压差项中除存在启动压力项G(re-rw)外，还存在由压敏作用和脱气导致渗透率降低、黏度增加而引起的附加阻力项Δpa，即

Δpa=(αk+αμ)[(pwf-pi)2-(pe-pi)2].

(16)

附加阻力项Δpa的大小与流压、地层压力有关，流压降低压敏作用加重、脱气半径增大，附加阻力增大；地层压力升高，压敏作用减轻、脱气半径减小，附加阻力减小.基本参数：αk=0.023 MPa-1，αμ=0.035 MPa-1，pwf=2 MPa，pi=7.3 MPa，根据式(16)，油层压力为7.3 MPa时，附加阻力为0.82 MPa；当油层压力提高到9.5 MPa时，附加阻力下降到0.67 MPa.根据稳定渗流压力分布公式，计算不同超前注水时间油井投产后稳定渗流阶段压力和压力梯度分布曲线(见图5和图6).由图5和图6可知，超前注水后，油层压力提高，生产压差增大，压力梯度增大，同时附加阻力减小，产量提高，根据式(15)计算不同地层压力条件下投产初期单井增产幅度(见表1).由表1可知，长10区块实施超前注水后，如果地层压力从7.3 MPa升高到9.5 MPa，投产初期增产幅度为27.7%.

图5 长10区块不同超前注水时间地层压力分布曲线

图6 长10区块不同超前注水时间压力梯度分布曲线

表1 长10区块超前注水不同压力条件下投产初期单井增产幅度

5 波及系数及采收率

利用MSFLOW数值模拟软件，采用非达西数值模拟方法，考虑启动压力梯度，长10区块油藏参数见表2，采用反九点注水方式，分别计算同步注水和超前注水2种方案，研究油井投产时平均地层压力对波及系数和采收率的影响.

表2 长10区块油藏模型参数

同步注水时，油水井同时投产投注，油藏原始地层压力为7.3 MPa；超前注水时，只有水井开井，分别模拟油层平均压力上升到9.5 MPa和11.0 MPa时油井开井生产.油井开井生产后，保持注采平衡，模拟含水率98%，计算水驱波及系数和采收率，计算结果见表3，饱和度场见图7和图8.

由表3可知，长10区块采取同步注水，波及系数为86.30%(有效动用系数为0.863)，采收率为18.60%；采取超前注水，平均地层压力升高到9.5 MPa时油井投产，波及系数提高到94.24%(有效动用系数为0.942)，有效动用系数增加0.079，采收率提高到20.82%，增加2.22%；平均地层压力升高到11.0 MPa时油井投产，波及系数提高到96.00%，有效动用系数仅增加0.018，采收率提高到21.32%，增加0.50%.结果表明，对于渗透率为7×10-3μm2的油藏，当超前注水使平均地层压力升高到9.5 MPa以后，有效动用系数已经达到0.942，绝大部分区域驱动压差已能够克服启动压力梯度，继续提高平均地层压力，波及系数和采收率增加幅度不大.

表3 200 m井距不同平均地层压力条件下波及系数与采收率计算结果

图7 长10区块地层压力9.5 MPa饱和度场变化

图8 长10区块地层压力11.0 MPa饱和度场变化

6 结论

(1)对于超前注水油藏由于平均地层压力升高，使脱气半径减小，有利于提高开发效果；反之，如果油井地层压力下降，脱气半径增大，原油黏度大幅度增加，将降低开发效果.

(2)实施超前注水，无因次采液指数、采油指数略有增加，含水率低于60%时，无因次采液指数下降；含水率高于60%时，无因次采液指数逐渐上升，最高达到1.3.

(3)超前注水后，地层压力从7.3 MPa上升到9.5 MPa，相同采出程度情况下，含水率降低.

(4)实施超前注水后，如果地层压力从7.3 MPa升高到9.5 MPa，投产初期增产幅度为27.7%，提高采收率2.22%；有效动用系数增加0.079.