孫 強(qiáng)，石洪福，凌浩川，潘 杰，鄧 琪

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

0 引 言

渤海BZ油田為大型窄條帶狀普通稠油油田，注采井網(wǎng)主要為沿單期河道砂體展布的注采相間的井網(wǎng)。窄條帶狀油田注采井組內(nèi)不同注采方向儲層物性、注采井距、注水量等因素的差異性往往造成注入水平面驅(qū)替的不均衡，影響油田的開發(fā)效果[1-2]。水驅(qū)開發(fā)油田注水實(shí)踐表明，注入水平面驅(qū)替越均衡，水驅(qū)開發(fā)效果越好[3-7]。目前，以均衡驅(qū)替為目標(biāo)的注采調(diào)整方法主要有2類。一類是定性的方法，主要是基于大量礦場實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)進(jìn)行產(chǎn)液量調(diào)節(jié)，該類方法往往缺少定量的、理論上的論證；另一類是定量的方法，主要是基于數(shù)值模擬及油藏工程方法對注采井距、注采壓差、產(chǎn)液量進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整[8-20]，該類方法主要應(yīng)用于新油藏方案設(shè)計中，對高含水期油藏現(xiàn)有井網(wǎng)下的注采調(diào)整難以起到指導(dǎo)作用。針對上述問題，以平面均衡驅(qū)替為目標(biāo)，建立了基于注采連通值均衡化的產(chǎn)液量調(diào)整方法。針對窄河道油藏平面水驅(qū)不均衡井組，應(yīng)用該方法指導(dǎo)了生產(chǎn)井進(jìn)行產(chǎn)液量調(diào)節(jié)，使注入水實(shí)現(xiàn)了均衡驅(qū)替，改善了井組的開發(fā)效果。

1 注采井間驅(qū)替程度表征

為表征注水井各注采方向的驅(qū)替程度，引入注采連通值的概念。注采連通值就是某注采方向的累計注水量與水驅(qū)石油地質(zhì)儲量的比值，即單位石油地質(zhì)儲量的累計注水量。

(1)

式中：λ為注采連通值；Wi為第i個注采方向累計注水量，m3；N為注采井間水驅(qū)石油地質(zhì)儲量，m3。

油水兩相滲流條件下，累計產(chǎn)水與累計產(chǎn)油滿足以下關(guān)系式[21]：

(2)

(3)

式中：c，d為與儲層和流體物性有關(guān)的常數(shù)；μo為油相黏度，mPa·s；μw為水相黏度，mPa·s；Bo為地層油體積系數(shù)；Bw為地層水體積系數(shù)；Sw為注采井間平均含水飽和度；Swc為注采井間束縛水飽和度；Wp為累計產(chǎn)水量，m3；Np為累計產(chǎn)油量，m3。

注采平衡條件下，得到累計注水量與含水飽和度關(guān)系式：

(4)

根據(jù)式(4)進(jìn)一步推導(dǎo)了注采連通值與注采井間含油飽和度的關(guān)系式：

(5)

式中：Soi為原始含油飽和度；So為注采井間目前平均含油飽和度。

令：

(6)

式(5)可以簡寫為：

(7)

根據(jù)式(7)得到了注采連通值與注采井間含油飽和度的關(guān)系圖(圖1)。由圖1可知，注采連通值越大，注采井間的剩余油飽和度就越低，表明驅(qū)替程度越高，驅(qū)替效果越好。反之，注采連通值越小，則表明驅(qū)替程度越低，驅(qū)替效果越差，需要增加注水量，改善水驅(qū)效果。

為表征平面水驅(qū)的不均衡程度，引入了不均衡系數(shù)，即對不同方向的注采連通值求變異系數(shù)，見式(8)；不均衡系數(shù)越大，表明平面水驅(qū)越不均衡。

(8)

圖1 注采井間含油飽和度與注采連通值關(guān)系

2 平面均衡驅(qū)替調(diào)整方法

2.1 方法建立

窄條帶狀油藏進(jìn)入高含水期之后，由于平面非均質(zhì)性導(dǎo)致注入水平面驅(qū)替不均衡，影響井組水驅(qū)開發(fā)效果。平面均衡驅(qū)替就是使平面上各注采方向含油飽和度或采出程度趨于一致，即保證各注采方向注采連通值趨于一致。其中，計算注采連通值所需的各注采方向的累計注水量可通過示蹤劑數(shù)值模擬跟蹤量化實(shí)現(xiàn)。

(9)

(10)

式中：Δλi為注水井第i個注采方向的注采連通值變化量；Qi為注水井第i個注采方向累計注水量，m3；qi為注水井第i個注采方向日注水量，m3/d；Δt為調(diào)控時間，d；Ni為注水井第i個注采方向水驅(qū)石油地質(zhì)儲量，m3。

注水井各注采方向的日注水量和累計注水量滿足以下條件：

(11)

(12)

式中：q為注水井日注水量，m3/d；Q為注水井累計注水量，m3。

由式(10)～(12)聯(lián)立求解，可得注水井第i個注采方向調(diào)整后的日注水量：

(13)

調(diào)整前后第i個注采方向日注水量的變化值為：

(14)

對于注采平衡的井組，可以通過調(diào)整相應(yīng)生產(chǎn)井的產(chǎn)液量值Δqi來改變注水井在該注采方向的日注水量，從而實(shí)現(xiàn)各注采方向的均衡驅(qū)替。

對于窄條帶狀油藏，注采井間石油地質(zhì)儲量為：

N=whLφSoi

(15)

式中：w為河道寬度，m；h為儲層厚度，m；L為注采井距，m；φ為孔隙度。

根據(jù)式(12)得注水井第i個注采方向調(diào)整后的日注水量為：

(16)

式中：wi為注水井第i個注采方向的河道寬度，m；hi為第i個注采方向的儲層厚度，m；Li為第i個注采方向的注采井距，m；φi為第i個注采方向的孔隙度。

由式(16)可以看出，根據(jù)注水井各注采方向的河道寬度、儲層厚度、孔隙度、注采井距、注水量、調(diào)控時間等參數(shù)，可以計算得到調(diào)整后不同注采方向的日注水量，從而根據(jù)式(13)、(14)得到不同方向?qū)?yīng)生產(chǎn)井的產(chǎn)液量調(diào)整值。

2.2 適應(yīng)性分析

渤海BZ油田為典型的窄條帶狀油藏，主要采用注采相間的井網(wǎng)形式，注水井大多對應(yīng)2口生產(chǎn)井，只有2個注采方向，每個注采方向即為一個注采系統(tǒng)。根據(jù)實(shí)際地質(zhì)及流體特征，建立了數(shù)值模擬概念模型。模型中設(shè)計“一注兩采”井網(wǎng)，注水井和生產(chǎn)井均位于河道中部，注采井距均為350 m，注水井注水量為100 m3/d，井組保持注采平衡；模型中河道寬度為200 m，油層厚度為20 m，孔隙度為0.3，油層滲透率為2 000 mD，原始地層壓力為16.6 MPa，地下原油黏度為80.0 mPa·s，地層水黏度為0.5 mPa·s，原始含水飽和度為0.25，相滲曲線采用全油田歸一化相滲。共設(shè)計了不均衡系數(shù)分別為0.0，0.2，0.4，0.6，0.8，0.9的6組模擬方案，通過數(shù)值模擬方法計算不同不均衡系數(shù)下的剩余油飽和度變化。

數(shù)值模擬過程中，選取模型運(yùn)行至5 a時的數(shù)據(jù)作為各注采方向優(yōu)化前的初始數(shù)據(jù)。以調(diào)控時間5 a為例，分以下2種情況進(jìn)行模擬開采：基礎(chǔ)方案為生產(chǎn)井保持原有產(chǎn)液量繼續(xù)生產(chǎn)；調(diào)整方案為按照上述方法計算調(diào)整后的產(chǎn)液量進(jìn)行生產(chǎn)。以不均衡系數(shù)為0.6的方案為例，數(shù)值模擬表明，調(diào)控時間結(jié)束后，各注采方向的采出程度相同，表明通過調(diào)整生產(chǎn)井產(chǎn)液量實(shí)現(xiàn)了不同注采方向的均衡驅(qū)替，如圖2所示。

數(shù)值模擬研究發(fā)現(xiàn)，隨著不均衡系數(shù)增大，井組采收率逐漸變低，表明水驅(qū)效果變差，井組采收率和采收率增幅隨不均衡系數(shù)變化情況如圖3所示。由圖3可知，當(dāng)不均衡系數(shù)較大時，通過調(diào)整產(chǎn)液量實(shí)現(xiàn)均衡驅(qū)替可以改善井組開發(fā)效果，提高井組采收率。對于不均衡系數(shù)大于0.6的驅(qū)替較不均衡井組，通過調(diào)整產(chǎn)液量，井組采收率能提高1.5個百分點(diǎn)以上。在對生產(chǎn)井產(chǎn)液量進(jìn)行優(yōu)化的同時，也要根據(jù)工程條件判斷調(diào)整后的產(chǎn)液量能否實(shí)現(xiàn)，若無法實(shí)現(xiàn)則需要改變調(diào)控時間。

圖2 注水井不同注采方向采出程度變化曲線

圖3 井組采收率和采收率增幅隨不均衡系數(shù)變化曲線

3 實(shí)例應(yīng)用

渤海BZ油田目前已進(jìn)入高含水期，井組內(nèi)平面水驅(qū)不均衡問題日益突出，同時考慮到海上平臺液處理能力的限制，需要對各井組的產(chǎn)液量進(jìn)行優(yōu)化，使井組內(nèi)實(shí)現(xiàn)均衡驅(qū)替，改善油田開發(fā)效果。

利用文中提出的基于注采連通值均衡化思想的產(chǎn)液量調(diào)整方法，對BZ油田部分井組生產(chǎn)井產(chǎn)液量進(jìn)行了優(yōu)化，以E32井組為例，該井組內(nèi)注水井受效井有2口，井組不均衡系數(shù)為0.7；由于注入水平面驅(qū)替不均衡，2口生產(chǎn)井的含水上升趨勢差異較大。通過對井組內(nèi)生產(chǎn)井液量進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，井組實(shí)現(xiàn)日增油量達(dá)18 m3/d，井組采收率提高2.2個百分點(diǎn)。

將該研究成果應(yīng)用到全油田，共指導(dǎo)BZ油田18個井組進(jìn)行產(chǎn)液量調(diào)節(jié)，井組平均日增油達(dá)16 m3/d，取得了較好的開發(fā)效果。

4 結(jié) 論

(1) 為定量表征注水井平面水驅(qū)不均衡性，提出利用注采連通值對不同注采方向的驅(qū)替效果進(jìn)行表征，同時利用不均衡系數(shù)反映井組內(nèi)平面水驅(qū)不均衡程度。

(2) 針對平面水驅(qū)不均衡的井組，以均衡驅(qū)替為目標(biāo)，建立了考慮多種因素的產(chǎn)液量調(diào)整方法，指導(dǎo)了窄條帶狀油藏進(jìn)行產(chǎn)液量調(diào)整，取得了較好的效果。

(3) 基于注采連通值均衡化的產(chǎn)液量調(diào)整方法還可以用于指導(dǎo)面積井網(wǎng)進(jìn)行產(chǎn)液量調(diào)整，實(shí)現(xiàn)平面均衡驅(qū)替。