水驱开发油藏提液机理及其政策界限研究

郑金定,谢向威,陈嫽,阮龙飞 (长江大学石油工程学院,湖北武汉 430100)

水驱开发油藏提液机理及其政策界限研究

郑金定,谢向威,陈嫽,阮龙飞 (长江大学石油工程学院,湖北武汉 430100)

提液是一种成本低、工艺简单、见效快的稳油措施。根据渗流力学理论,对提液机理进行了研究,并结合实际油藏,运用无因次采液指数模型和动态分析方法探讨了地质特征和施工参数对提液效果的影响。研究表明,在水驱油藏开发中后期采取提液稳油措施,不仅能够增大驱动压力梯度,还能降低启动压力梯度对渗流的影响;油水黏度比越大、储层中值渗透率和渗透率变异系数越大,则极限无因次采液指数越大,导致无因次采液指数随含水率变化范围和上升速度也越大,且无因次采液指数显著变化阶段对应的含水率范围也越大;提液倍数存在一个合理范围,若提液倍数过大会导致水相渠道流而使油井暴淹;合理提液时机应该在无因次采液指数随含水率显著上升的阶段,且该范围随极限无因次采液指数的增大而增大。

水驱油藏;提液机理;无因次采液指数

目前,我国东部地区水驱开发油藏大部分处于中高含水期阶段,具有产量递减快、控水稳油难等特点[1]。特别是剩余油储量和丰度小的老油田,实施大规模增产作业具有很高的风险。由于提液工艺简单、作业成本低,因而是一种较好的稳油措施[2]。如何利用提液措施改善油田高含水期的开发效果和最大限度地提高水驱采收率,一直是人们关心的热点。为此,笔者从渗流机理出发,对水驱开发油藏提液机理及其合理参数进行了研究。

1 提液机理研究

水驱油是不稳定的过程,当水驱前缘达到油井井底之后,井筒附近含水饱和度逐渐上升,导致在相同的压力梯度下油井含水率变大。对于某一单井或区块,产液量、产油量和含水率三者之间的关系如下:

式中,Qo为产油量,m3/d;Ql为产液量,m3/d;fw为含水率,%。

显然,随着含水率的上升,要保持稳产,就必须提液。若提液前后含水率为定值,则提液量与增油量成比例。但实际施工中含水率不稳定,可能增大或减小,且增减幅度也不尽相同,这主要与静态地质特征、剩余油分布和存在形式以及提液工艺参数等因素相关。

1.1 径向线性渗流的提液机理

油层中多井工作时,整个渗流场中势的分布是每个源汇单独存在所引起势的代数和[3]。对于一源一汇构成的注采单元,对势函数求导叠加得到:

式中,p为地层中M点处的压力,MPa;r为M点与源汇的距离,m;q1、q2分别生产井和注水井单位地层厚度的产液量,m3/(d·m);Ko、Kw分别为油相和水相渗透率,m D;μo、μw分别为油相和水相黏度,mPa·s;r1、r2分别为M点与生产井和注水井之间的距离,m。

若进行强注强采,生产井和注水井同时增大A倍数(A＞1),则此时M点的压力梯度变为:

由式(3)可知,压力梯度及其增量与空间位置有关,且提液增注之后M点的压力梯度是提液前的A倍。在油水井附近的区域驱动压力梯度大,压力梯度增量也相应较大;在远离油水井的中间区域,驱动压力梯度小,压力梯度增量也较小,易形成剩余油富集区。此外,提液可以缩小死油区范围,增大水驱波及系数,从而达到稳油目的。

1.2 考虑启动压力梯度的提液机理

当径向渗流存在启动压力梯度时,油井产量方程为[4]:

式中,Q为单井产量,m3/d;h为储层厚度,m;Go为油相启动压力梯度,MPa/m;ΔP为生产压差,MPa;re为泄油半径,m;rw为井筒半径,m;K为储层渗透率,m D。

若生产压差放大A倍,则提液后油井产量公式为:

由式(5)可知,当存在启动压力时,单井产量减小,减小的幅度与渗透率、原油的极限剪切应力以及井距有关,即渗透率和生产压差越小,单井产量递减幅度越大;原油极限剪切应力和井距越大,产量递减幅度越大。另外,放大生产压差既能提高驱动压力梯度,又能降低启动压力梯度对渗流的影响。

2 提液时机的优选

提液时机对水驱效果至关重要,过早提液只会放大储层非均质性,导致层间指进或层内舌进。目前,主要根据含水率来划分合理提液时机。俞启泰等建立的三角洲相储层无因次采液指数模型如下[5]:

式中,μR为油水黏度比;VK为对数正态分布渗透率变异系数;K50为对数正态分布概率50%处的渗透率,mD;JL1.0D为含水率fw=100%时的极限无因次采液指数;JLD为某一含水率下的无因次采液指数。

图1 无因次采液指数JLD与含水率fw之间的关系图

设定一组极限无因次采液指数,将其带入式(8),计算结果如图1所示。

从图1可以看出,在不同JL1.0D下, JLD随含水率变化的幅度和速度差别很大,因而需要结合实际油藏和流体特征优选提液时机,具体内容如下:①油水黏度比越低、中值渗透率和渗透率变异系数越小, 则JL1.0D越小,导致JLD随含水率变化范围和上升速度较小;反之,JLD随含水率变化范围和上升速度较大。②当JL1.0D＜2时,含水率为98%的时候对应的JLD＜1.8,这说明该类油藏的提液潜力不大,不宜提液。③JL1.0D越大,油井JLD显著变化阶段对应的含水率范围也越宽。例如当JL1.0D=6时,JLD在含水率77%以后才开始显著增大;而对于JL1.0D=10时,JLD在含水率60%以后就开始显著增大,此时可以通过提液来达到稳油目的。

3 实例分析

M油田Ⅳ2层沉积环境为扇三角洲前缘-浅湖。油藏含油面积3.18km2,地质储量324.1×104t,地层原始压力21.14MPa,平均渗透率220m D,原油黏度5.8mPa·s。目前,该油藏处于开采后期,综合递减率超过17.5%。在“双高”困境下,大部分剩余油受到边界层的影响,在流动中存在启动压力梯度。因此,放大生产压差是剩余油的有效挖潜方式之一。

3.1 提液时机分析

图2 M油田Ⅳ2层无因次采液指数与含水率关系图

将M油田Ⅳ2层的油水黏度比、中值渗透率等参数代入式(8),得到无因次采液指数曲线(见图2)。从图2可以看出,区块无因次采液指数在含水率达到77%后才显著增大,此时供液能力逐渐增强,可以利用提液来稳油。

3.2 区块提液效果分析

根据该油藏开发井史,共统计17口提液井在不同时期的措施效果,并引入累计增油增液比和提液倍数来衡量提液效果及其强度,据此研究不同沉积微相条件下提液倍数和提液前含水率对稳油效果的影响。

累计增油增液比与提液倍数的关系图如图3所示。由图3可知,沉积微相不仅影响流动单元的物性,同时影响油水井之间的连通性。该扇三角洲前缘-浅湖沉积环境中,发育有水下分流河道、水下分流间湾以及席状砂等,其中席状砂物性较水下分流河道差,油水井连通性差,很多油井不受效或单向受效,导致在提液过程中能量和液量供给不足,累计增油增液比普遍小于0.1。对于处在水下分流河道中的油井,一般为多向受效,油井累计增油增液比较高。另一方面,提液倍数过大容易造成水相渠道流,致使含水率上升加速。因此,该区块提液倍数定为1.6较为合理。

累计增油增液比与提液前含水率的关系图如图4所示。由图4可知,单井提液措施均发生在含水率在77%之后,符合提液要求,但当含水率达到95%后,提液效果明显下降,其主要原因是处于特高含水期的油井井底附近含水饱和度很高,水相渗透率远大于油相渗透率,在过大的驱动压力梯度下,地层中形成水相渠道流,导致油井很快水淹,使得提液有效期不长。

图3 累计增油增液比与提液倍数的关系图

图4 累计增油增液比与提液前含水率的关系图

4 结论

1)在水驱油藏开发中后期,提液是一种有效稳油措施。通过放大生产压差,不仅能够增大驱动压力梯度,还能降低启动压力梯度对渗流的影响。

2)油水黏度比越大、储层中值渗透率和渗透率变异系数越大,则极限无因次采液指数越大,导致无因次采液指数随含水率变化范围和上升速度也越大,且无因次采液指数显著变化阶段对应的含水率范围也越宽。

3)合理提液时机是无因次采液指数随含水率显著上升的阶段,该阶段可通过无因次采液指数模型确定;提液倍数存在一个合理范围,若提液倍数过大会导致水相渠道流而使油井暴淹。

[1]方宏长,冯明生.中国东部几个主要油田高含水期提高水驱采收率的方向[J].石油勘探与开发,1999,26(1):60-62.

[2]王国民,高江取,胡心玲,等.强化排液研究及矿场应用[J].特种油气藏,2004,11(4):78-80.

[3]张建国.渗流力学基础[M].北京:石油大学出版社,2006.

[4]黄延章.低渗透油层非线性渗流特征[J].特种油气藏,1997,4(1):9-14.

[5]俞启泰,罗洪,陈素珍.三角洲相储层油藏无因次采液指数计算的典型通用公式[J].中国海上油气地质,2000,11(4):53-56.

[编辑]李启栋

TE357

A

1673-1409(2014)26-0106-04

2014-03-11

郑金定(1988-),男,硕士生,现主要从事油气藏开发方面的研究工作。