張婷 (中石油大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠,黑龍江大慶 163001)

基于流線模擬的井組注采關(guān)系定量研究

張婷 (中石油大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠,黑龍江大慶 163001)

油田開發(fā)到了高含水后期,井網(wǎng)關(guān)系錯綜復(fù)雜,注采失衡矛盾突出。應(yīng)用傳統(tǒng)方法可以得出整個區(qū)塊的注采比,但井組注采狀況不是很清晰,給單井分析、措施調(diào)整造成了一定的難度。為此,利用流線模擬對井組注采關(guān)系進(jìn)行了定量研究,得到了井組中水井的注水分布方向及比例以及采油井的來水方向及比例,可以進(jìn)一步剖析注入水在地層中的方向、比例及產(chǎn)出規(guī)律,優(yōu)選開發(fā)方案,從而為動態(tài)分析提供了有效的技術(shù)手段。

流線模擬;注采關(guān)系;水井;采油井

合理的井組注采關(guān)系是保持合理地層壓力、使油田具有旺盛的產(chǎn)液產(chǎn)油能力、降低無效能耗并取得較高采收率的重要保證。合理的井組注采關(guān)系是通過合理的注采比來表現(xiàn)的,目前國內(nèi)外計算注采比主要有注采比與水油比關(guān)系法、物質(zhì)平衡法、多元回歸法等。但是這些方法計算的注采比都是通過數(shù)學(xué)方法間接推導(dǎo)得到的,而通過流線模擬可以直接計算井組注采比。下面,筆者利用流線模擬對井組注采關(guān)系進(jìn)行了定量研究。

1 流線模擬方法

流線模擬利用式 (1)可以計算井組注采比:

式中,Rip為注采比;Qoi為井組中油井i方向日產(chǎn)油量;Qwi為井組中油井i方向日產(chǎn)水量;n為井組中油井?dāng)?shù)。

流線模擬是數(shù)值模擬方法中的一種,優(yōu)點是計算速度快。流線模擬以沉積微相控制的地質(zhì)模型為基礎(chǔ),綜合考慮油水井注采關(guān)系以及井網(wǎng)、井距影響,建立動態(tài)模型并歷史擬合,得到流體的分布、運移,能夠幫助認(rèn)清剩余油分布,對改善油田開發(fā)效果和提高采收率提供科學(xué)依據(jù)。

應(yīng)用流線法研究均質(zhì)理想模型,設(shè)計反九點法注水,如圖1所示。其中o1～o8為采油井,w1為注入井,流線法計算后含油飽和度場顯示地下流體以注入井為圓心呈圓形向油井方向驅(qū)替,其流線分布為花瓣形狀。結(jié)合表1,注入井總注入水量為a,注入到采油井o1、o3、o5、o7井的水量均為b,注入到采油井o2、 o4、o6、o8井的水量均為c,且c＞b,a=4×(b+c)。分析其注采分配情況,發(fā)現(xiàn)直線距離較近的井受效好,對角線上的油井相對水量分配較少,與客觀認(rèn)識一致。

流線模擬再現(xiàn)了地下流體的歷史動態(tài),流線顯示了流體從注水井流向采油井的方向和流量,準(zhǔn)確地確定了注水井和采油井之間的連通情況。

圖1 理想模型流線圖

2 井組注采關(guān)系的定量研究

以某區(qū)塊為例,該區(qū)塊為行列井網(wǎng),地質(zhì)模型采用GPT公司的QUICKMODEL軟件進(jìn)行相控建模,地質(zhì)模型精度為32m×30m,地質(zhì)模型總網(wǎng)格數(shù)為50×62×35=108500。數(shù)模井?dāng)?shù)57口,模擬時間從1988年10月到目前,對該區(qū)塊進(jìn)行流線模擬。在液量、油量含水?dāng)M合指標(biāo)都達(dá)到2%的擬合精度后,選取典型井組,對其進(jìn)行分析。

1)利用流線模擬確定油井供液的水井方向和油水比例,從而明確油井來水方向和油水井連通關(guān)系,量化分析油水推進(jìn)情況。

表1 理想模型注采分配表

以油井G157-50為例,其模擬流線圖如圖2所示,以油井G157-50為中心的井組注采情況如表2所示。由表2可以看出,該井總產(chǎn)液量為52.68m3,理論分析其來源為其周圍6口水井組成的井組,而模擬結(jié)果顯示液量來自周圍8口水井,但來自G158-49井和G160-S51井的液量幾乎為0,可忽略不計。這6口井中有3個主要來水方向: G156-49井、G157-49井和G159-51井。通過表2數(shù)據(jù)計算出該油井為中心的井組注采比為1.96,注采比較高,需控水提液。另外該井產(chǎn)量有來自地層的一部分,雖然比例較小,但反映出生產(chǎn)井與油藏物質(zhì)交換量。

圖2 G157-50井組模擬流線圖

表2 油井為中心井組注采關(guān)系數(shù)據(jù)表

從表2中還可以進(jìn)一步分析某一方向油水井的注采關(guān)系。如觀察水井G156-49,發(fā)現(xiàn)該方向推進(jìn)的液量比例占油井的33.23%,而注水量占水井總注入量比例21.00%,可以適當(dāng)調(diào)整G156-49向該方向的注水,提高此方向產(chǎn)液比例。前面提到的非理論井網(wǎng)內(nèi)的G158-49井和G160-S51井也有產(chǎn)量,從而可以確定預(yù)計井網(wǎng)以外的其他井與該井的連通情況,并側(cè)面反映了地下沉積環(huán)境。

2)利用流線模擬結(jié)果明確水井提供給各個油井的水量,定量研究井組注采比,為采油措施挖潛、注入井方案調(diào)整提供依據(jù)。

以水井G155-49為中心,提取某月流線模擬數(shù)據(jù),其注采情況如表3所示。該井總注水量為160m3,其注水分別以不同比例從周圍6口油井中采出,還有一部分進(jìn)入油藏。其中比例最高的為G154-48井和G156-50井,這2口油井恰好位于主流線方向,距離水井最近,受效最好。其次為G155-48井和G155-50井,位于水井左對角線方向。該水井右對角線上的2口油井G153-48井和G157-50井再次之,有13.10%的水量進(jìn)入地層。

同時可以看到水井向各個方向采油井推進(jìn)的油量、水量以及來自該方向的油、水占該采出井全井產(chǎn)量的比例。通過以上數(shù)據(jù)計算出每口來自該水井方向的采油井的液量和含水。進(jìn)一步對該井組進(jìn)行分析,發(fā)現(xiàn)產(chǎn)量比例最高的G156-50井含水也最高,已超過98%,應(yīng)適當(dāng)控制該方向來水,避免無效循環(huán)。而G155-50井盡管從該井獲得的水量比例不高,但含水很低,油量貢獻(xiàn)較大,可以適當(dāng)提高該方向注水量,挖掘該方向剩余油潛力。通過表3可以計算出該水井為中心的井組注采比為2.45,分析該井組注采比較高,水突破無效循環(huán)嚴(yán)重,考慮是否調(diào)整注采關(guān)系,控制含水上升,提高產(chǎn)油比例。另外,有13.1%的注入水進(jìn)入油藏,從而增大地層壓力。

表3 以G156-50井為中心的井組注采數(shù)據(jù)

3)水井注入量改變水流方向和分配比例。水驅(qū)油藏中的注采流線的分布規(guī)律主要受到儲層平面和縱向非均質(zhì)性控制。在非均質(zhì)一定的條件下,流線分布還受到注入量和井距的影響,同時井網(wǎng)完善程度也決定著流線的分布形態(tài)和所波及的范圍,其中注入量對流線的分布是非常敏感的因素。

當(dāng)注水井注入量發(fā)生改變后,其井組注采關(guān)系也發(fā)生了很大改變,對周圍油井的影響很大,從水流方向和流量上都有不同程度的變化,反映出復(fù)雜的地下狀況,據(jù)此可以深化對油藏的認(rèn)識,控制合理注水量。

選取另一時間點對該井組進(jìn)行分析,G155-49井液量從160m3降至17.3m3,發(fā)現(xiàn)流線方向發(fā)生了變化,原來同一井組的G153-48井不再波及,而是流向了井組以外的G156-48井。并且注水量分配比例發(fā)生了明顯的改變,原位于主流線上的G154-48井比例降低,分流線上的G155-48井比例提高,并整體流線向該方向分流,致使水流方向波及至G156-48井,說明注水量發(fā)生變化能夠改變水流方向和分配比例 (見表4)。注入量的減少使注采比降低,造成連通各方向油井含水較低,不再有水存留地下。這也表明一味加大注入量會造成無效或低效循環(huán),增加地層壓力,不利于油水產(chǎn)出。

表4 注入井為中心的井組注采比

3 結(jié)論

1)流線模擬可以確定為油井供液的水井方向和油水比例以及水井提供給各個油井的水量,從而明確油井來水方向和油水井連通關(guān)系,量化分析油水推進(jìn)情況。

2)利用流線模擬的結(jié)果可以定量研究井組注采比,為采油措施挖潛、注入井方案調(diào)整提供依據(jù)。

3)通過流線法研究井組注采關(guān)系發(fā)現(xiàn),當(dāng)注水井注入量發(fā)生改變后,對周圍油井的影響很大,從水流方向和流量上都有不同程度的變化,一方面可以據(jù)此控制合理注水量,一方面也反映了復(fù)雜的地下狀況,因而可以深化對油藏的認(rèn)識。

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[編輯] 洪云飛

TE329

A

1673-1409(2014)20-0083-04

2014-03-01

張婷(1981-),女,碩士,工程師,現(xiàn)主要從事油藏數(shù)值模擬方面的研究工作。