基于驱替压力梯度的稠油油藏水平井与定向井联合开发策略研究及应用

李廷礼, 张 墨, 邓 琪, 袁志乾, 李子靳

(中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300452)

国内外学者开展了很多关于稠油油藏驱替特征、井网部署和开发策略的研究,柯文丽等[1]、陈民锋等[2]开展了稠油非线性渗流启动压力梯度实验研究,分析稠油流变性、启动压力梯度存在界限及其对稠油油藏有效动用半径、注采井距的影响;马奎前等[3]、陈丹馨等[4]、张运来等[5]利用驱替实验与核磁共振相结合方法研究了稠油油藏高倍高速水驱储层渗流变化特征、微观剩余油分布规律,为高含水开发策略制定提供依据;张凤久等[6]、苏彦春和李廷礼[7]采用地质-油藏-动态三位一体、点面结合的立体剩余油定量描述方法,研究了多层合注合采稠油油藏高含水期剩余油分布规律,提出了反九点井网转变为行列井网、五点井网的开发调整模式;陈民锋等[8]、蔡晖等[9]利用渗流力学保角变化与镜像反映原理,推导了稠油油藏定向井反九点井网转水平井联合定向井五点井网渗流模型,提出基于储量有效动用的水平井加密调整策略。目前关于稠油驱替特征研究集中在流变性、启动压力梯度、微观驱替特征等,关于井网调整策略研究主要基于储层特征、剩余油分布等,而将微观驱替特征与井网调整策略这两者相结合的研究较少。

针对上述情况,利用岩心驱替实验与密闭取芯相结合,研究不同原油粘度下驱油效率与驱替压力梯度的关系;利用油藏工程方法,建立以驱替压力梯度和驱油效率为目标、融合井型、井距与井网的注采井网计算模型,提出水平井与定向井联合开发策略,以期指导油田高含水期开发调整,改善开发效果。

1 室内实验研究

1.1 实验设计与流程

设计岩心水驱油实验,研究不同驱替压力梯度(不同驱替速度)对应的岩心驱油效率与驱替倍数变化规律,进而结合目标油田密闭取芯资料,分析全流度范围下驱油效率与驱替压力梯度的关系,为油田注采井网设计提供依据。物理模拟实验通过设计不同的驱替速度代表不同的驱替压力梯度,水驱过程中驱替速度逐渐递增代表驱替压力梯度逐渐增加,测定和记录各驱替速度下的阶段驱油效率和累积注入量,从而得到不同驱替压力梯度(不同驱替速度)对应的驱油效率与驱替倍数关系。

实验材料:选取渤海秦皇岛油田3块物性相近的天然岩心,岩心长度为4.76～4.86 cm,直径为2.45～2.48 cm,孔隙度为35.8%～36.8%,气测渗透率为2 915×10-3～3 263×10-3μm2;实验用油来自现场原油,3块岩心配制原油黏度分别为60、120、180 mPa·s;水黏度为1 mPa·s,矿化度为3000 mg/L。为了体现油田实际注水开发过程,根据典型区块实际注采参数计算油藏驱替压力梯度,然后根据物理相似原则,计算岩心尺度下对应驱替速度,最终得到岩心驱替速度为0.2、0.3、0.5、0.8、1.0、2.0、3.5 mL/min(分别代表驱替压差为0.001、0.002、0.005、0.008、0.010、0.020、0.050 MPa/m)。实验器材包括平流泵、中间容器、油水自动计量系统、压力计、气动阀、岩心夹持器等。

实验流程:①首先开展原油黏度为60 mPa·s岩心驱替,用水饱和岩心,再用油驱;②初始先以速度0.2 mL/min驱替,然后依次提高驱替速度至0.3、0.5、0.8、1.0、2.0、3.5 mL/min,记录各驱替速度下的驱油效率和注入量;③按照上述步骤①、②,接着开展原油黏度为120 mPa·s、180 mPa·s驱替。

1.2 实验结果与分析

实验得到不同驱替压力梯度对应的驱油效率与驱替倍数的关系(图1),可以看出,驱油效率随驱替压力梯度的增加而增大,在较低的驱替压力梯度范围内低黏油增大幅度高于中、高黏油,而较高的驱替压力梯度范围内低黏油增大幅度低于中、高黏油。原油黏度由60 mPa·s增大到120 mPa·s、180 mPa·s,有效驱替压力梯度由0.002 MPa/m提高至0.005 MPa/m、0.008 MPa/m,增大驱替压差有利于提高中、高黏油的驱油效率。这是因为原油黏度越大,多孔介质中原油流动阻力越大,随着驱替压差增大,逐渐达到孔喉半径较小的孔隙中原油流动条件,从而整体驱油效率增大。在驱替压差一定时,驱油效率随驱替倍数的增加而增大,在驱替倍数超过30 PV后,低黏油驱油效率随驱替倍数的增加而增大的幅度较小,而中、高黏油驱油效率随驱替倍数的增加而增大的幅度较大,提高驱替倍数有利于提高中、高黏油的驱油效率。可见,驱替压力梯度和驱替倍数是影响稠油驱油效率的关键要素。目前关于驱油效率与驱替倍数的研究较多[10-12],但驱油效率与驱替压力梯度的研究较少。因此,研究稠油驱油效率与驱替压力梯度的关系对进一步提高水驱采收率、改善开发效果具有重要意义。

图1 不同驱替压差梯度对应驱油效率与驱替倍数关系曲线

1.3 驱油效率计算式

在上述实验研究基础上,选取秦皇岛油田典型井组进行密闭取芯研究,通过室内实验分析储层孔渗特征、剩余油饱和度与原始含油饱和度,并结合井组注采动态分析油藏驱替压力梯度,得到8个典型岩心渗透率为2 853×10-3～3 885×10-3μm2,地层原油黏度为60～260 mPa·s,驱替压力梯度为0.005～0.126 MPa/m,驱油效率为38.6%～68.3%(表1)。可以看出,驱油效率不但与储层物性、流体性质有关,同时与驱替压力梯度也有关。利用上述数据,通过回归分析得到油层驱油效率和流度与驱替压力梯度关系式为

表1 秦皇岛油田密闭取芯驱油效率分析结果

(1)

式中:ED为驱油效率,%;k为储层渗透率,10-3μm2;μ为地层原油黏度,mPa·s; dP为驱替压力梯度,MPa/m;a、b为常数,取值分别为0.6、207。

利用式(1)可以计算得到不同流度下驱油效率与驱替压力梯度关系(图2),可以看出,不同流度的油层驱油效率随着驱替压力梯度增大而增加程度不一样,高流度油层在较小驱替压力梯度0.005 MPa/m下能够获得较高驱油效率,中流度油层需要驱替压力梯度增大至0.008 MPa/m才能获得较高驱油效率,而低流度油层需要驱替压力梯度增大至0.012 MPa/m才能获得较高驱油效率。这是因为随着油层流度降低,原油启动压力梯度增加,从而流动阻力增大,当驱替压力大于流动阻力时原油才能流动。可见,随着油层流度降低,需要有效驱替压力梯度增加才能获得较高的驱油效率。因此,针对不同流度的油层采取相应的注采井网以进一步提高驱替压力梯度与水驱采收率具有重要意义。

图2 秦皇岛油田驱油效率与驱替压力梯度关系曲线

2 注采井网部署

2.1 计算模型推导

以定向井反九点井网为基础井网,分别转为定向井五点井网、水平井联合定向井五点井网、水平井五点井网为例(图3),研究不同井网下驱替压力梯度、驱油效率变化规律。

图3 井网形式示意图

根据复位势理论与势的叠加原理[13-15],定向井反九点井网某一点(x,y)驱替压力梯度计算式为

(2)

定向井五点井网某一点(x,y)驱替压力梯度计算式为

(3)

水平生产井联合定向注水井五点井网某一点(x,y)驱替压力梯度计算式为

(4)

水平井五点井网某一点(x,y)驱替压力梯度计算式为

(5)

式中:dP(x,y)为驱替压力梯度,MPa/m;q为单井产量,m3/d;x1为注采井距,m;y1为注采井距,m;L为水平井水平段长度一半,m。

把式(2)～式(5)代入式(1)得到不同井网下某一点(x,y)驱油效率计算式:

(6)

驱替压力梯度和驱油效率计算流程如下:①收集整理油田地质油藏参数。以秦皇岛油田数据为例,储层渗透率为3 500×10-3μm2,油层厚度为15 m,地层原油黏度为260 mPa·s,定向井反九点井网注采井距为350 m,水平井水平段长度为220 m,定向井产量为60 m3/d,水平井产量为120 m3/d,井组注采平衡。②将井组均匀划分成M×N个网格,求取每个网格坐标(xM,yN)。③利用式(2)～式(5)计算不同井网下各网格(xM,yN)驱替压力梯度,利用式(7)计算不同井网下各网格(xM,yN)驱油效率。④采用面积加权法计算井组整体的驱替压力梯度和驱油效率。⑤对比分析不同井网驱替压力梯度、驱油效率与注采井距关系,优选井型、井距、井网。

2.2 不同井网压力梯度、驱油效率分布场

通过计算得到不同井网下驱替压力梯度、驱油效率平面分布场(图4和图5),可以看出:①定向注水井、定向生产井近井带驱替压力梯度较高,而注采井间区域驱替压力梯度较小,这是由于定向井网水驱方式为径向驱替,驱替压力主要消耗在较小范围的近井带,近井带附近驱替压力梯度为0.008～0.012 MPa/m,而距离定向井较远的大部分区域驱替压力梯度为0.003～0.005 MPa/m,尚未有效克服稠油启动压力,因此定向井反九点、五点井网近井带区域驱油效率较高,而距离注水井较远区域的驱油效率较低,平面分布不均匀,整体驱油效率仅42.5%。②与定向井网相比,水平井网为线性驱替,驱替压力梯度达0.005～0.012 MPa/m且均匀分布,完全克服启动压力,驱油效率达57.8%,证明水平井网有利于提高稠油油藏驱替压力梯度,从而大幅度提高驱油效率与水驱采收率。③水平井联合定向井网驱替效果介于定向井网与水平井网之间,定向注水井通过分注工艺可给多个层的水平生产井同时注水,提高整体开发效益,因此联合井网广泛应用于多层注水开发油藏。

图4 不同井网下(取1/4单元)驱替压力梯度分布

图5 不同井网下(取1/4单元)驱油效率分布

2.3 不同井网对比分析

通过计算得到不同井网驱替压力梯度、驱油效率与注采井距关系(图6),通过缩小注采井距能够提高驱替压力梯度,从而提高驱油效率。以水平井网为例,当注采井距为400 m时驱替压力梯度为0.007 MPa/m、驱油效率为52.5%,随着注采井距缩至200 m时驱替压力梯度增加至0.014 MPa/m、驱油效率提高至60.5%,注采井距为260～300 m最佳。当注采井距为200～300 m时,水平井井网较定向井网提高驱替压力梯度0.8～1.1倍、提高驱油效率8.0%～16.1%,以水驱体积波及系数80%计算,可大幅度提高水驱采收率6.4%～12.8%。因此水平井网开发稠油油藏最佳,其次是联合井网,定向井网较差。对于多层砂岩稠油油藏来说,利用定向井联合水平井网分层系开发,既能提高开发效果,又可获得较高经济效益。

图6 不同井网下驱替压力梯度、驱油效率与注采井距关系

3 油田开发策略

秦皇岛油田是渤海第一个上亿吨级大型河流相稠油油田,平均渗透率为3 500×10-3μm2,地层原油黏度为78～260 mPa·s。初期采用定向井反九点井网、注采井距为350 m,于1998年投产。2013-2016年在高含水期采取水平井联合定向井分层系开发调整策略,实施124口水平井,由定向井反九点井网调整为水平井联合定向井五点井网[图7(a)和图7(b)],注采井距由350 m调整为220 m,调整后驱替压力梯度由0.004 MPa/m提高至0.085 MPa/m、驱油效率由35.6%提高至58.6%,采油速度由0.8%提高到2.1%,水驱采收率24.5%提高到35.6%,综合含水由88%下降到79%。2018-2022年以来在特高含水期采取联合井网深度调整策略,当水平生产井含水率达到98%时,由定向注水井对角线中点位置侧钻到两口定向注水井井间中点位置,形成新的水平井联合定向井五点井网,注采井距由220 m调整至175 m[图7(b)和图7(c)]。特高含水期实施96口水平井,通过联合井网深度调整,两口定向注水井之间区域驱替压力梯度由0.005 MPa/m提高至0.012 MPa/m、驱油效率提高由51.2%提高至60.7%,井组水驱采收率可提高5.2%～8.3%;油田综合含水控制在92%～95%,含水上升率控制0.6%左右,采油速度稳定在1.5%～1.6%(图8),水驱采收率由35.6%提高至39.3%,进一步改善特高含水期开发效果,成为海上特高含水期高效开发典型油田。

图7 秦皇岛油田不同开发阶段注采井网调整示意图

图8 秦皇岛油田采油速度与综合含水剖面

4 结论

1)利用岩心驱替实验与密闭取芯相结合,研究了不同原油黏度在不同驱替压力梯度对应的岩心驱油效率与驱替倍数变化规律,建立驱油效率和流度与驱替压力梯度的关系式,为注采井网部署提供理论依据。

2)建立以驱替压力梯度和驱油效率为目标、融合井型、井网、井距的注采井网计算模型,从理论上证实水平井网较定向井网更能有效增加驱替压力梯度,从而大幅度提高驱油效率和水驱采收率。

3)秦皇岛油田高含水后期采取大规模利用水平井联合定向井开发策略,通过提高驱替压力梯度,不但提高水驱波及系数,而且提高驱油效率,从而大幅度提高水驱采收率,进一步发展和丰富海上陆相稠油油田高效开发技术体系。