高地层倾角油藏高低部位油井液量配比研究

王群一, 马晓丽, 蒋明洁, 李丹, 毕永斌, 顾潇

(中国石油冀东油田分公司勘探开发研究院, 唐山 063004)

复杂断块油藏具有地层倾角大的特点[1-2],如冀东油田复杂断块油藏最大地层倾角可达40°。高地层倾角下重力作用对油井产液量影响较大[3-5],在垂直构造线的注采井网中,存在腰部注水,高、低部位油井采油的注采单元,导致高部位油井见效差。因此如何优化高、低部位油井的液量,实现均衡驱替,对克服地层倾角对水驱开发效果的影响,改善开发效果具有重要意义。

目前关于通过油井产液量调控实现均衡驱替的研究较多[6-10]。韩光明等[11]提出驱替突破系数的概念,用其表征均衡驱替的效果,并以此为基础建立了合理液量优化方法。孙强等[12]通过综合考虑储层厚度、注采井距、注水量等多种因素影响,推导得到平面产液量调整公式,以平面均衡驱替为目标,建立了产液量调整方法。常会江等[13]运用Buckley-Leverett方程与广适水驱理论,得到含水率与产液量、注水量的定量表征关系,并以所有单井含水率相同为均衡驱替目标,形成了产液量和注水量调整新方法。以上研究均是运用理论推导或者数值模拟方法,形成了基于均衡驱替的注采液量调方法,但是这些研究中均没有考虑倾角的影响。崔传智等[14]运用非活塞式水驱油理论,在考虑储层物性非均质和剩余油饱和度非均质及地层倾角等因素的基础上,建立了复杂断块油藏油井产液量优化调整方法。在崔传智等的研究中,涉及地层倾角对油井产液量的影响,并没有进一步研究地层倾角对高低部位油井产液量配比的影响。

现运用物理模拟实验分析地层倾角对开发效果的影响,同时运用理论推导形成考虑均衡驱替的高倾角断块油藏高低部位油井产液量配比计算方法,分析地层倾角、原油密度、注采强度等对高低部位油井产液量比值的影响。对实现水驱断块油藏高效开发具有重要指导意义。

1 地层倾角对开发效果影响的物理模拟分析

冀东油田复杂断块油藏井网形式早期为反七点井网,后期中间井转注,成为三注四采的排状井网,渗透率分布范围10.0×10-3～420.0×10-3mD。采用可视化平板仿真物理模拟实验分析不同地层倾角对剩余油分布的影响。可视化仿真物理模拟装置由可视化平板岩心模型、摄物台(带光源)、高清录像机、真空泵、驱替电泵、计算机采集处理系统等组成,实现对水驱油过程进行全程录像。可视化平板岩心模型采用两块长20 cm、宽20 cm、厚0.8 cm的玻璃板,内部用石英砂填充模拟储层,边缘用环氧树脂封口,最后用玻璃夹加固密封。根据冀东油田断块油藏井网形式,可视化平板模型中部署了三注四采形式的井网,模型地层渗透率取冀东油田断块油藏平均值200 mD,原油黏度为1.5 mPa·s,实验过程中注水井注入速度为0.6 mL/min,地层倾角取值范围为0°、15°、30°、40°。

根据录像整理获得地层倾角为0°、15°、40°时的不同注入孔隙倍数(pore volume,PV)所对应的水驱波及状况分别如图1～图3所示,白色部分为注入水波及区域(水),黑色部分为注入水未波及区域(原油)。可以看出,在3种倾角下,随着注水孔隙体积倍数的增加,水驱波及面积均增加。随着储层倾角的增加,在相同的注入倍数下高部位流线变少,水驱波及区域变小,且当储层倾角为40°时,在该注水速度下注入水波及不到高部位油井;因此,储层倾角对水驱开发波及面积具有较大影响,且倾角越大,重力影响越严重,高部位原油越难被驱替,水驱波及面积越小。

图2 倾角15°不同阶段水驱波及状况Fig.2 Water drive sweep in different stages with 15° dip angle

图3 倾角40°不同阶段水驱波及状况Fig.3 Water drive sweep in different stages with 40° dip angle

利用图形量化软件对驱替过程中的图像进行处理,可以获得对应的水驱波及系数。不同地层倾角下的水驱波及系数、采出程度随注入孔隙体积倍数的变化曲线如图4和图5所示。可以看出,随着注入孔隙体积倍数增大,水驱波及系数、采出程度均增加,且储层倾角越大,水驱波及系数、采出程度越小。在储层倾角小于15°时,倾角对开发效果的影响较弱,而当储层倾角大于15°后,其对开发效果的影响变大。当注入孔隙体积倍数为0.75、储层倾角从15°增加至40°时,采出程度从45.4%降低为14.8%。

图4 不同地层倾角波及系数变化Fig.4 Variation of sweep efficiency at different dip angles

图5 不同地层倾角采出程度变化Fig.5 Variation of recovery percent at different dip angles

2 基于均衡驱替的高倾角断块油藏油井产液量配比

地层倾角对水驱开发波及面积具有较大影响,且倾角越大,重力影响越严重,顶部原油越难被驱替,水驱波及面积越小。因此在中间注水,相对于低部位油井,高部位油井需要提高产液量,降低流压,克服重力的影响来提高见效状况。这里运用渗流力学理论,针对新开发区块,以高低部位油井见水时间相同为均衡驱替目标,以一注两采井网为例,建立基于均衡驱替的高倾角断块油藏高低部位油井产液量配比计算方法。

一注两采井网可近似为沿各注采连线方向上的一维线性驱替模型,如图6所示,中部位有一口注水井、低部位有油井#1、高部位有油井#2,地层倾角为α,注水井的注入速度为Qinj,油井#1与油井#2的产液速度分别为Q1与Q2,油井#1与油井#2所控制区域的储层渗透率分别为K1与K2,油井#1与油井#2所控制区域的储层孔隙度分别为φ1与φ2(小数),注水井离油井#1、油井#2的距离分别为L1与L2。

图6 油水井位置示意图Fig.6 Location of oil and water wells

依据Buckley-Leveret方程[15]有

(1)

假设油井#1、油井#2的见水时间分别为T1与T2,根据方程(1)可得

(2)

(3)

式中:T1与T2分别为油井#1和油井#2的见水时间,s;f′w(Swf1)和f′w(Swf2)分别为油井#1和油井#2的水驱油前缘饱和度对应的含水率导数;A1与A2分别为油井#1与油井#2所控制区域的流动横截面积,cm2。

(4)

将式(2)与式(3)代入式(4)中可得

(5)

由式(5)变形,可得驱替平衡时的产液量配比为

(6)

式(6)中:f′w(Swf1)和f′w(Swf2)根据fw1-Sw1、fw2-Sw2关系曲线求得。

fw1-Sw1、fw2-Sw2关系曲线根据相对渗透率曲线以及考虑了地层倾角α的含水率计算公式[式(7)和式(8)]计算得到。

(7)

(8)

式中:fw1和fw2分别为油井#1和油井#2的含水率;Krw1和Krw2分别为油井#1与油井#2水相相对渗透率;Kro1和Kro2分别为油井#1与油井#2油相相对渗透率;μo为原油黏度,mPa·s;Δρ为流体密度差,g/cm3;g为重力加速度,cm/s2,取980。

式(6)为均衡驱替时的油井产液量配比计算公式。从式(6)的形式可知,若要求解式(6)必须要知道各含水率[式(7)与式(8)]的导数,而含水率导数中又包含了需要求取的各油井产液量,因此建立的油井产液量配比计算公式[式(6)]为隐式形式,需要运用迭代试算的方法进行求解,且试算时还需考虑注采平衡约束。具体的试算步骤如下。

(1)注水井定注水量Qinj注水,假定注采比为1,两油井的产液量之和等于注水量为

Q1+Q2=Qinj

(9)

(2)给定油井#1的产液量Q1,则油井#2的产液量Q2为

Q2=Qinj-Q1

(10)

(3)根据式(7)和式(8)可得fw1-Sw1、fw2-Sw2关系曲线,进一步可得到f′w(Swf1)和f′w(Swf2),根据式(5)判断Q1f′w(Swf1)φ2A2L2与Q2f′w(Swf2)φ1A1L1的差是否满足精度要求。若满足则目前给定的产液量配比能够实现均衡驱替,其比值Q2/Q1即为达到均衡驱替的产液量配比。否则改变油井#1的产量Q1,重新进行计算,直至满足要求为止。

3 断块油藏倾角对油井产液量配比影响

根据上述方法编制计算程序,并以冀东油田某断块油藏一注两采井组为例进行地层倾角对油井产液量配比的影响研究,结果如图8～图10所示。影响研究所用参数:注水井到油井#1和油井#2的距离均为250 m,控制宽度为200 m,地层倾角为0°～ 40°;地层原油黏度为10 mPa·s,地层水黏度为0.5 mPa·s,地层原油密度为0.8～0.9 g/cm3;注水井注水强度为5～20 m3/(d·m)。注采井组的储层参数如表1所示;油藏的相对渗透率曲线如图7所示。

表1 注采井组储层参数Table 1 Reservoir parameters of injection production well group

图7 相对渗透率曲线Fig.7 Relative permeability curve

图8 不同地层倾角下油井产液量配比Fig.8 Fluid production ratio of oil wells at different formation angles

图8为地层倾角对达到均衡驱替所需油井产液量配比的作用规律曲线。可以看出,随着储层倾角增加,重力作用的影响越大,高部位原油越难被驱替,达到均衡驱替所需的油井产液量配比(高部位油井液量与低部位油井液量之比,Q2/Q1)增加。当地层层倾角为40°时,油井产液量配比(Q2/Q1)为1.257。

图9与图10分别为原油密度、注水强度等因素对油井产液量配比随地层倾角变化曲线的影响。从图9与图10可知,在相同储层倾角的情况下,随着原油密度的增加,油水密度差异越小,重力的影响越弱,因此达到均衡驱替所需的油井产液量配比(Q2/Q1)降低。当注水强度增加时,倾角对达到均衡驱替所需的油井产液量配比(Q2/Q1)的影响变弱,油井产液量配比降低。

图9 不同原油密度时不同地层倾角下油井产液量配比Fig.9 Fluid production ratio of oil wells at different formation angles under different crude oil densities

图10 不同注水强度时不同地层倾角下油井产液量配比Fig.10 Fluid production ratio of oil wells at different formation dip angles under different water injection intensities

4 断块油藏倾角对油井产液量对比验证

为验证以上油井产液量配比的实用性,采用数值模拟技术,根据上述参数,建立了油藏数值模拟模型,对比分析了地层倾角为30°时,高低部位油井产量均为25 m3/d,以及按照本文计算的油井产液量配比1.198(高部位油井产量为27.25 m3/d,低部位油井产量为22.75 m3/d)时的见水时间与见水时的含油饱和度分布。地层倾角为30°、高底部位油井产量均为25 m3/d时的高部位与低部位油井见水时间分别为333 d与386 d,相差47 d;而运用计算的油井产液量配比的产液量开发时,高部位与低部位油井见水时间分别为359 d与365 d,相差仅6 d。对比低部位油井见水时含油饱和度分布(图11)可知:地层倾角为30°、高低部位油井产量均为25 m3/d时高部位油井附近剩余油相对富集;而运用计算的油井产液量配比的产液量开发时,原油得到了相对均衡动用。

冀东油田复杂断块油藏在后期开发调整中对高低部位油井的液量进行了调整。如在NP断块油藏X1033井组中,地层倾角为15°,原油密度为0.8 g/cm3,X1033井为注水,对应油井1130井在低部位,1132井在高部位。调整前两口油井开发效果差异较大,液量分别为53.6 m3/d和22.3 m3/d,含水分别为86.3%和50.6%。根据本文建立的液量配比图版,高低部位油井液量比例为1.14。将高部位油井1132井液量由22.3 m3/d调整为40.1m3/d,低部位的1130井液量由53.6 m3/d调整为35.2 m3/d。现场调整12个月后低部位的1130井含水增加到88.6%,高部位的1132井含水增加到79.8%。

两口油井含水差异有调整前的35.7%缩小为8.8%,原油均衡动用程度得到较大提高。

5 结论

(1)随着储层倾角的增加,高部位流线变少、水驱波及区域变小、采出程度变低。在实验给定的注水速度下,当储层倾角为40°、累计注入量2.25 PV时,注入水很难波及高部位油井,采出程度仅为26.8%。

(2)依据渗流理论,以见水时间相同为均衡驱替条件,建立了基于均衡驱替的倾角断块油藏油井产液量配比计算方法,并运用冀东油田某断块油藏物性参数进行模拟计算,发现:随着储层倾角增加,达到均衡动用所需的油井产液量配比(高部位油井产液量与低部位油井产液量比)增加。在相同储层倾角的情况下,随着原油密度和注水强度增加,倾角对达到均衡驱替所需的油井产液量配比的影响变弱,油井产液量配比降低。

(3)采用数值模拟技术,建立油藏数值模拟模型,对比分析了地层倾角为30°时,高低部位油井产量均为25 m3/d,以及按照本文计算的油井产液量配比1.198时的见水时间与见水时的含油饱和度分布,结果发现采用本文计算的油井产液量配比时原油动用更均匀,验证了本文油井产液量配比的实用性。