注采模拟（共7篇）
注采模拟 篇1
试验井区位于敖南油田鼻状构造南部的西倾斜坡带,整体为一西倾的单斜构造,构造幅度较陡。 从完钻井资料来看, 试验井区储层整体展布特征具有局部厚度差异较大,厚薄相间分布的特点,平均单井钻遇砂岩厚度6.8m,有效厚度2.7m。 砂岩主要发育在PI1、2、3、4层,PI5层全区大面积发育泥岩,PI6、7层为连片发育泥岩,局部发育透镜状砂岩,含油性、 渗透性差。试验井区葡萄花层物性差,有效孔隙度平均为16.7%,空气渗透率平均为3.8×10-3μm2,属于低渗透油田,从以往其他低渗透油田开发效果看,该类油田投产后地层压力较非低渗透油田保持水平低, 产量递减速度快,年递减率最高可达45%,若不及时补充地层能量,后期即使地层压力上升,油井也很难恢复正常递减水平[1,2,3]。 所以为了及时地补充地层能量,对注采系统进行适时的调整是十分必要的。
1开发概况
试验井区于2006年实施同步注水开发以来,采取了不同的注水强度试验, 试验结果表明高强度注水受效比例高,地层压力保持水平高,为此,后期均调整为高强度注水。试验井区共有油、水井47口,其中采油井13口, 平均单井日产油0.8t, 累积产油6.682 0×104t, 剩余可采储量17.837 7×104t; 地质储量采油速度1.06%,地质储量采出程度5.39%,可采储量采油速度5.05%, 可采储量采出程度25.68%; 注水井13口, 平均单井日注水18m3; 年注水量8.541 0×104m3,累积注水33.207 8×104m3, 年注采比2.60,累积注采比2.46。 自然递减率23.7%,综合递减率22.7%;综合含水26.0%,地层压力8.45MPa,总压差-9.98MPa,地饱压差1.76MPa。
2注采系统调整必要性
2.1注水井点少,欠注比例高
敖南油田试验井区目前油水井数比例高达3.6, 注水井点少, 注水压力上升快。 由于高强度注水试验,平均单井日注水由初期的17m3增加到21m3,由初期的2.3m3/(d·m)提高到目前的2.9m3/(d·m),开发仅4年时间注水压力上升了4.1MPa,目前不吸水井占总注水井的30.8%。 由于油水井数比例高,受水井吸水能力差影响地层压力下降较快, 虽然后期加强注水,但地层压力恢复速度缓慢。
2.2储层非均质性强,油井受效差
试验井区投入注水开发4年来, 受效比例仅为59.57%。 分析未受效的28口油井,其主要原因:一是受注水井注水压力高、吸水能力差影响,有15口井未受效,占总井数的53.6%;二是受平面非均质性影响, 即井组内地层系数差异大, 造成8口井未受效,占总井数的28.6%;三是受连通状况差和注采关系不完善影响,5口井不受效,占总井数的17.8%。
由于油田受效比例低,井区低效油井多,措施挖潜余地小,治理难度大。 截止2010年12月,试验井区内共有低效油井20口,占总井数的42.6%。 目前日产液21.7t,日产油8.2t,综合含水62.2%。
2.3注水连通方向单一,注水调整难度大
虽然试验井区发育成片的席状砂体, 但双向及多向连通比例仅为12.5%。 受裂缝性见水井的影响, 试验井区裂缝发育区老井自然递减率高达27.3%, 分析其主要原因:一是由于多向连通比例低,油井裂缝性见水后平面矛盾突出,为控制含水,方案调整后井组供液能力下降,油井受效状况进一步变差,控制裂缝性见水井含水与保持裂缝两侧油井供液能力的矛盾突出;二是裂缝性见水井层间接替潜力小,注水调整效果差[4]。 因此对试验区进行注采系统调整研究,有效提高油田采收率是十分必要的。
3注采系统调整方法的研究
3.1注采系统调整的可行性
首先要算出试验井区的极限驱动井距, 判断现有的井距是否在该地区的极限驱动井距之内, 从而进行下一步的注采系统调整[5]。
根据大庆外围葡萄花油层地质参数(表1)和启动压力梯度的经验公式:
极限驱动井距计算公式:
式中:λ 为启动压力梯度,MPa/m;K为渗透率, 10-3μm2;L极限为极限驱动井距,m;Pw为注水井流压, MPa;Pf为油井流压,MPa。
计算出试验井区葡萄花层极限驱动距离为269m。 由于试验井区采用300m×300m正方形反九点法注水井网开发,所以需要通过油水井对应压裂, 使驱替距离由300m缩短到212m,达到极限驱动井距以内。
3.2注采系统调整方案设计
针对试验区水井负担重的实际, 通过数值模拟方法,研究注采系统调整合理的时机及方式。
3.2.1转注方式优选
按照注采系统调整原则, 按反九点转五点法和行列式,共设计3套方案,如图1和表2所示。
由表3和图2可以看出, 通过3套方案数值模拟结果对比, 含水到95%时, 方案1采出程度为26.28%,高于其他方案。 方案1的10年末采出程度19.6%,较原井网提高1.9个百分点,方案2、方案3的10年末采出程度均低于方案1。 方案1的10年末综合含水为75.1%,较原井网低2.6个百分点,方案2、方案3的10年末综合含水均高于方案1。
从经济效益方面考虑,方案1多转注1口井,虽然多投入, 而采出程度较方案2和方案3分别高0.2%和0.4%,创造的产能要远高于投入。 综合分析, 优选方案1,即反九点井网转五点法井网实施转注: 共转注13口井,转注后井区油水井数由3.6下降到1.3, 水驱控制程度由97.8%提高到98.1%, 提高了0.3%,多向连通比例由12.5%提高到56.6%,提高了44.1%。
3.2.2转注时机优选
调研国内低渗透油田注采系统调整时机表明, 合理的调整时机在地层压力恢复阶段, 压力保持水平在70%~80%较为适宜[6]。 根据原井网条件下含水和地层压力变化情况(图3),含水达到30%时,地层压力开始逐步恢复,压力保持水平为75.0%。 因此共设计含水达到30%、40%、50%、60%时的4套转注时机方案(表4),通过数值模拟,优选合理转注时机(图4)。
从不同转注时机数值模拟结果来看,含水25% 时实施转注,10年末采出程度最高,为19.6%,并且转注时机越晚,含水达到95%时采出程度越低(表5)中。 因此,优选方案1,即含水达到30%左右实施转注。
3.2.3注水参数优选
注采系统调整实施后考虑平衡新老井周围压力,避免出现井区之间压力不均衡,需要进一步合理匹配新老井注水强度,按照老注水井控制注水,新转注井加强注水的原则,应用Eclipse数值模拟软件分别预测几种设计方案的开发指标(表6)。
根据数值模拟的预测结果, 转注实施后老井按1.5m3/(d·m) 的强度注水, 转注井按2.5m3/(d·m) 的强度注水, 含水级别达到95%时采出程度为26.93%, 高于其他方案; 同时10年末采出程度19.70%也高于其他方案的水平,综合考虑该方案为最佳。 为此, 转注后注水参数按该方案执行。
4结论
1)敖南油田试验区注采系统调整应按照反九点转五点法进行转注, 最佳的转注时机是综合含水在30% 左右, 老井、 新井配注强度分别为1.5m3/(d·m) 和2.5m3/(d·m)为最优方案。
2) 根据敖南油田储层构造特点及目前开发特征,注采系统调整应遵循以下原则:以完善单砂体注采关系为基础,提高多向连通比例为目的,在平面及纵向上对油水井进行综合考虑; 断层附近的油井不转注;注采系统调整的井网关系要相对均匀,有利于后期调整。
3) 借鉴敖南油田试验区的注采系统调整经验, 认为低渗透油田通过注采系统调整, 可以提高多向连通比例,扩大水驱波及体积,恢复地层压力,促进油井受效; 同时针对局部裂缝发育区域可有效动用裂缝两侧剩余油,最大程度提高油田采收率。
参考文献
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注采模拟 篇2
由于低渗透油藏中流体需要克服启动压力梯度才能流动, 地层中会产生随时间不断变化的移动边界条件, 移动边界条件内部的区域为压力降所波及到的区域 ( 该区域内地层压力梯度大于启动压力梯度) , 而移动边界外的区域仍保持原始地层压力。 目前, 对于该类非线性动边界的问题的研究已有了大量的渗流理论基础与应用研究背景; 特别地, 文献[2, 3]中阐述了低渗透油藏建模考虑因启动压力梯度存在而导致的动边界条件的必要性。低渗透油藏注水开发过程中, 储层渗透率极低, 注水井吸水能力低, 油田注水见效差; 为提高注水能力, 一般需要对注水井进行水力压裂改造。以往的低渗透油藏垂直压裂井模型并未考虑因启动压力梯度存在而导致的动边界对油藏数值模拟计算结果的影响[4—7]。
1 CMG数值模拟方法
油藏商业数值模拟软件CMG可以用来有效模拟稠油油藏中带启动压力梯度的非牛顿Bingham流体渗流问题。由于考虑启动压力梯度的低渗透油藏渗流规律与非牛顿Bingham流体在多孔介质中的渗流规律相似; 因此, 现通过CMG的非牛顿Bingham流体型稠油油藏数值模拟方法考虑动边界的影响, 对某低渗透油藏区块正方形反九点水力压裂注采井网进行精确的数值模拟研究。
利用油藏数值模拟软件CMG的三维三相黑油油藏数值模拟器IMEX对开发低渗透油藏的反九点水力压裂注采井网进行数值模拟研究。IMEX可以有效解决低渗透油藏存在启动压力梯度的问题, 在输入油藏性质数据时, 可依次设定油藏三个方向的启动压力梯度值; 设定后意味着油藏区块中的任意两个剖分网格之间, 只有当压力梯度大于启动压力梯度时, 两个网格之间的流动才保持开通状态 ( 见图1) , 该数值模拟方法可精确刻画低渗透油藏中流体渗流因启动压力梯度存在而产生的动边界问题。
2 物理模型
2. 1 油藏性质
某低渗透油藏正方形区块, 油藏面积为40 468. 75 m2, 油藏厚度为30 m, 油藏等温、温度为37. 8 ℃ ; 岩石孔隙度为15% , 水平方向渗透率为5. 66 mD, 纵向渗透率0. 566 mD; 油藏初始压力为8. 576 MPa, 参考油藏深度为504 m; 油水界面深度为526 m, 油气界面深度504 m, 油藏顶部深度为500 m。
该低渗透油藏区块采用标准的正方形反九点井网类型进行注水开采 ( 见图2) , 油藏中心注水井沿水平面一坐标轴进行垂直压裂, 压裂井半长为80 m, 裂缝宽度为0. 000 3 m, 裂缝渗透率为1 000 μm2; 其中, 裂缝中的渗流遵循高速非达西渗流定律; 注水井最大井底压力为12 MPa, 注水井最高日注入量 ( 地面) 为280 m3/ d; 生产井最小井底压力为0. 2 MPa, 单口生产井最低日产液量 ( 地面) 为40 m3/ d; 油田开采时间为2013 年1 月1 日, 开采时限为20 年。
假定油藏各方向的启动压力梯度值相同; 为比较启动压力梯度值大小对数值模拟结果的影响, 启动压力梯度值分别设为0 MPa/m ( 即达西渗流模式) 、0. 1 MPa/m和0. 2 MPa/m。
2. 2 流体PVT数据
油密度为926. 94 kg/m3, 气体相对密度为0. 65, 水的密度为1 004. 37 kg / m3; 水的黏度为0. 77 mPa·s, 参考压力为8. 576 MPa; 流体的PVT数据见表1。
2. 3 相对渗透率曲线
低渗透油藏润湿性为水润湿; 岩石的束缚水饱和度为24%, 残余油饱和度为43%, 图3 ( a) 和图3 ( b) 分别为油水、液气的两相相对渗透率kr曲线。
3启动压力梯度对数值模拟结果的影响
3. 1 动边界现象
图4 为油田生产五个月后, 达西渗流模式与启动压力梯度为0. 2 MPa/m下的8. 576 MPa ( 油藏初始压力) 等压面三维空间分布图。通过图4 ( a) 与图4 ( b) 的对比可以看出, 达西流动模式下的等压面足够光滑, 整个油藏区块都存在压力波动; 而启动压力梯度为0. 2 MPa/m下的等压面欠光滑、空间中有较大的间断性起伏, 而且在远离注水井和生产井的部分区域仍保持了油田未开始生产时的油藏状态, 该区域还未参与到油藏的渗流系统中, 启动压力梯度降低了油田注水的油藏波及体积及原油采出程度。 启动压力梯度的存在会导致地层能量 ( 注水井、生产井) 随时间逐渐向外传播, 地层中存在着移动的动边界[2,3], 压力传播相对缓慢。
此外, 从图4 还可看出, 在注水井附近和生产井底部, 8. 576 MPa ( 油藏初始压力) 的等压面缺省, 这是由于能量的消耗 ( 生产) 和补充 ( 注水) 由于启动压力梯度的存在而不能有效传播出去, 导致生产井附近压力很低, 而注水井周围压力过高; 这是低渗透油藏生产井低产能以及注水井注水困难的根本原因所在。而由达西渗流模型的相关解析解可知[2], 达西渗流的压力波可以瞬间传至无穷远处, 与启动压力梯度存在下的低渗透油藏渗流模式有明显不同。
3. 2 含油饱和度的三维分布图
图5 ( a) 和图5 ( b) 分别为油田生产至2020 年和2025 年时刻, 达西渗流模式对应的含油饱和度三维空间分布; 从图5 ( a) 和图5 ( b) 可以看出, 达西渗流模式下的压裂注水井注水驱油效果较好, 油水分布比较集中, 界限清晰, 水可以比较有效地 ( 更接近活塞式水驱油) 推进原油流向生产井。
图6 ( a) 和图6 ( b) 分别为油田生产至2020 年和2025 年时刻, 启动压力梯度为0. 2 MPa/m下含油饱和度的三维空间分布; 从图6 ( a) 和图6 ( b) 可以看出, 相对于达西渗流模式, 低渗透油藏启动压力梯度的存在会使压裂注水井驱油效果变差, 油水存在较大的过渡区域 ( 油水混合渗流区域) , 油水分布比较分散 ( 典型非活塞式水驱油) , 不利于有限的生产井在较短时间内产出更多的石油。
图 4 达西流动模式与启动压力梯度为 0. 2 MPa/m 下的 8. 576 MPa 等压面三维空间分布
3. 3 启动压力梯度对油田开发特征曲线
图7 ~ 图9 为不同启动压力梯度 ( threshold pressure gradient: TPG ) 值TPG = 0 MPa / m、0. 1 MPa / m、0. 2 MPa / m下的3 类油田开发特征曲线对比, 包括累积产油量 ( 地面) 随时间变化曲线、油田日产油量 ( 地面) 随时间变化曲线和油田生产井含水率随时间变化曲线。
从图7 可以看出启动压力梯度对累计产油量产生较大的影响; 达西渗流模式下累计产油量上升快; 启动压力梯度越大累计产油量越小, 累计产油量随时间上升越慢。
从图8 可以看出启动压力梯度的存在会造成日产油量迅速降低, 油田日产油量在较短的生产时间内很快降低至最低水平, 此后的日产油量随时间变化不再明显, 生产井保持较低的产能。
从图9 可以看出启动压力梯度对生产井的含水上升率影响较大, 启动压力梯度越大, 含水上升越快, 在很快到达一定含水程度后, 含水量随时间变化减慢。
3. 4 启动压力梯度对压裂效果影响
图10 和图11 分别为不同启动压力梯度下, 低渗透油田反九点注采井网压裂前后生产井含水率与累积产油量 ( 地面) 随时间变化的对比。
图 5 达西流动模式下分别生产至 2020 年与2025 年时刻的含油饱和度的三维空间分布
从图10 可以看出, 达西渗流模式, 以及启动压力梯度值为0. 2 MPa/m, 0. 3MPa/m情况下, 反九点注采井网的注水井压裂措施显著增加了生产井的含水率; 而启动压力梯度值为0. 1 MPa/m下的生产井含水率增加幅度最小。
从图11 可以看出, 达西渗流模式以及较小启动压力梯度值为0. 1 MPa/m情况下, 反九点注采井网通过注水井垂直压裂可以显著提高油田的累积产油量, 其中, 启动压力梯度值为0. 1 MPa/m情况下的累积产油量提高幅度最大; 然而随着启动压力梯度值的增加 ( 0. 2 MPa/m与0. 3 MPa/m) , 垂直压裂并不能显著提高反九点注采井网开采油田的累积产油量。
4 结论
( 1) 考虑了启动压力梯度的影响, 利用CMG的三维三相黑油油藏数值模拟器IMEX对开发低渗透油藏的正方形反九点水力压裂注采井网进行了精确的数值模拟。
( 2) 模拟结果表明, 低渗透油藏启动压力梯度的存在会造成油田生产时的地层中形成动边界, 生产过程中在远离注水井和生产井的部分区域仍保持着油田未开始生产时的油藏状态, 该区域并未参与到油藏的渗流系统中, 因而会降低油田注水的油藏波及体积及原油采出程度。
图 6 启动压力梯度为 0. 2 MPa/m 下分别生产至2020 年与 2025 年时刻的含油饱和度的三维空间分布
( 3) 达西渗流模式下的压裂注采井网更接近于活塞式水驱油, 注水效果好, 驱油效率高; 存在启动压力梯度的压裂注采井网油水两相混合渗流区较大, 属于典型的非活塞式水驱油, 注水效果差, 驱油效率低。
( 4) 从CMG软件绘制的油田开发特征曲线可以看出, 启动压力梯度越大, 累计产油量越小, 累计产油量随时间上升越慢, 生产井含水上升越快, 日产油量越低; 启动压力梯度对低渗透油藏压裂注水开发效果影响显著, 但压裂注水开发效果与启动压力梯度值并不成简单的线性关系; 需要根据油藏的基本特征, 设计数值模拟优化方案, 以优化裂缝参数, 最大程度地提高该低渗透油藏区块的原油采收率。
参考文献
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精细注采调控改善油田开发效果 篇3
1. 储层非均质性强, 平面、层间、层内矛盾突出, 注采结构不合理, 无效水循环严重。日产液大于15t/d的油井63口, 占开井总数6%;日产油79.5t/d, 占总产油量7%;含水95.1%, 无效水循环严重。
2. 注采结构不合理, 平面干扰严重, 导致自然递减大, 水驱效率下降。全区自然递减率由2007年的12.23%上升至2013年的12.42%, 地下存水率由1995年的88.4%下降至2013年的73.4%, 水驱指数由1995年的2.73%上升至2013年3.79%;全区2005年以前的老井产量递减幅度大, 2005年的年产油量由48.1×104t下降至2013年的22.9×104t。
二、油水运动规律及剩余油分布规律再认识
1. 平面规律
(1) 应用现代沉积理论模式, 对沉积微相进一步研究, 物源主要为西南方向, 砂体平面上成条带状分布。
(2) 检查井和取心井岩心观察结果表明, 天然裂缝不十分发育。人工裂缝监测主体区以北东向为主 (砂体方向) , 而南北向断层附近以东西向为主。裂缝的延展方向与砂体分布形态也密切相关。
(3) 基础井网下, 受砂体分布影响, 砂体方向油井含水最高、产量低, 累产水也最高。
(4) 加密调整后, 线状注采井网中, 沿着河道的砂体延伸方向水驱具有明显优势, 侧翼剩余油富集。示踪剂及水驱前缘监测结果表明:注入水沿砂体延伸方向推进较快, 垂直砂体及东西向推进慢。砂体方向为75.5m/d, 东西向为12.2m/d, 南北向为33.5m/d。
2. 层间剩余油分布规律
(1) 主力层水洗较重, 剩余油主要存在于层内物性条件相对较差部位;Ⅱ级主力层剩余油相对富集。
(2) 从近年老区重复压裂效果看, Ⅰ类油层随着改造程度不断提高 (平均3.5次) , 重复压裂效果逐渐变差;而Ⅱ、Ⅲ类油层, 在注采系统完善前提下, 增油效果保持较好。
3. 层内剩余油分布规律
吉+14-5的11号层属正韵律河道相沉积, 其底部水淹较重 (剩余油饱和度底部20.7%, 顶部39.2%) ;吉+4-13的3号层上部物性好, 其水淹相对较重 (剩余油饱和度顶部28.1%, 底部38.3%) 。
三、注采调控主要做法及效果
1. 液流转向关井
从2009年开始在Ⅴ区块中部开展试验, 并逐步扩大规模, 已累计实施81井次, 取得明显的控水稳油效果, 累计控水41.82×104m3, 年减缓油田含水上升速度0.65%, 累计增油3450t, 平均单井年增油42t。
2012年开始实施高产液井液流转向关井25口。砂体方向关井形成线性井网, 区域高产液井关井, 平面矛盾突出零散关井。
(1) 液流转向关井后低产液井产量上升, 递减减缓。液流转向后周围油井48口, 基础日产液由310.9t/d上升至370.9t/d, 上升60.0t/d, 日产油由63.3t/d上升至74.5t/d, 上升11.2t/d。年增油2115t, 平均单井44t;综合含水略降, 由80.2%下降至79.9%。
(2) 地层压力得到有效恢复, 相关水井吸水剖面改善
(3) 低产液井配套措施改造效果明显。高产液井关井, 区域能量提高后, 区域低产液井配套压裂改造, 实施10口井, 平均单井日增液2.8t/d, 日增油0.9t/d。液流转向区低产液井压裂效果明显好于全厂平均水平。
2. 细化注水层段
(1) 依据吸水剖面合理细化注水层段。统计吸水剖面资料, 根据吸水状况与层段内渗透率级差、层段内小层数、砂岩厚度、小层连通方向等的关系, 量化细分层注水技术标准。以满足提高动用程度为目的, 在现有工艺技术和测试技术条件下, 制定了“626268”的细分层注水技术标准, 为今后细分层注水和层段重组提供了可操作性的规范。
(2) 细分注水层段进展及效果。通过深化基础地质研究、储层产能评价、剩余油认识, 加强工程技术攻关, 新立油田不具备层内细分注水条件, 主要以层间细分和重组为主。
2011年以来对33口注水井进行细化注水层段。层段数由原来的89段增加到131段, 增加了42段, 单独卡层72层。有针对、有目的卡层为注水方案调整奠定了基础。加强层段44段, 其中单卡层数为31层, 占70.2%。控制层段39段, 其中单卡层数为31层, 占79.5%。
维持层段48段, 其中单卡层数为10层, 占20.8%。
实施25口注水井细分层注水, 周围92口油井受效。月递减率由1.42%下降至0.07%, 减缓1.35%折算年增油1915t, 平均单井21t;综合含水略呈下降趋势。水井细化注水层段后, 加强层吸水得到不同程度的改善。
(3) 调剖、堵水治理无效水。“十一五”以来, 通过深化无效水认识, 完善调堵技术, 逐步扩大规模, 累计实施调剖119井次、堵水81井次, 当年累控水18.44×104m3, 累增油1.88×104t。
水井调剖13口, 调剖后井组日产液下降, 日产油上升, 综合含水下降。日增油能力14.2t, 累增油1820t, 单井增油140t;累减水1.95×104m3。油井堵水8口, 日增油2.3t, 累增油416t, 单井增油52t;累减水7700m3。
结论
1.通过有效注采调控, 新立油田各项指标均呈好转趋势, 与2013年相比取得较好效果。
2.油田进入高含水开发阶段, 在剩余油认识的基础上, 采取灵活多变的注采调控措施, 可以提高开发效果。
3.依托精细剩余油研究, 细化注水层段, 转变固定化观念, 降低层段内渗透率级差, 提高差油层吸水能力, 能够有效缓解层间矛盾。
4.高产液高含水井液流转向关井, 合理保持地层能量, 适时开展措施改造, 可以起到控水稳油的目的。
5.调、堵综合手段治理无效水, 可以通过提高波及系数, 改善油田整体开发效果。
参考文献
[1]王道富, 李忠兴, 等.特低渗透油田注水开发技术[M].北京:石油工业出版社, 2002.
底水油藏注采动态及调整对策 篇4
1 底水油藏的开发现状
临界产量的提出是底水油藏开发问题研究的开始。临界产量这一概念是由法国工程师提出的, 可以将其看做是对底水油层开发的最初认识。在底水油藏的开发过程中, 最主要的问题就是底水锥进, 20世纪30年代, Muskat和Myckoff在系统的底水油层研究的基础上, 建立了基础底水锥进理论。这个理论提出的前提是重力与粘滞力静态平衡, 主要内容是对底水油层底水锥进的物理过程进行分析, 提出了临界产量、射孔位置和射开程度等概念。此后, 在Muskat理论的基础上, 人们通过建立模型对底水锥进问题进行研究, 并提出了一系列公式对如何通过射孔对底水锥进进行控制这一问题进行研究。我国主要是对特殊类型油藏进行研究, 提出了临界产量公式以及底水油藏油井见水时间预测公式, 并通过数值模拟的方法对底水油藏开采机理进行了研究。
2 储层沉积相识别方法
沉积相, 即一个沉积单元中所有原生沉积特征的总和。到目前为止, 不同的学者对沉积相的看法是不同的。有些学者提出, 相是一定岩层的生成和沉积环境, 也有学者认为相是一定岩层生成时古地理环境及物质表现的总和。这些定义在表述上所强调的内容是不同的, 但是相是沉积环境及沉积物这一特征是学者达到共识的。不同相的物质在总体上是具有明显差异的, 而沉积相往往影响着储层的特征。在对沉积相进行研究时, 首先应当根据沉积相的识别标志对单井沉积微相进行划分, 确定各个层次的沉积微相类型;然后对不同的沉积微相进行测井曲线特征的研究, 在测井相与沉积相之间建立转换关系;最后通过对单井沉积微相的对比, 结合地震的研究, 完成沉积微相三维空间的分布规律。
在对沉积相进行识别时, 可以从沉积学标志、古生物标志、地理学标志和地球化学标志四个方面进行识别。其中, 沉积学标志包括岩石的颜色、成分、剖面结构和沉积层构造等。古生物学标志则相对复杂, 在不同时期, 不同类型的生物对环境的要求不同, 因此在不同的沉积环境中就会有不同的生物组合, 并且这种组合及生态特征是随环境条件的变化而变化的。地球物理学标志主要包括测井相标志和地震相标志。在进行沉积微相研究时, 测井资料因其具有信息量大、连续性好、取得容易等特点成为研究的重要手段。而地震相则是某种沉积环境所形成的沉积物在地震剖面上的总和反应。
3 底水油藏开发中存在的问题
(1) 油井压力下降快, 原油物性变差当井区的基础井网形成后, 主要依靠天然能量进行开发。当开发项目开始时, 开采效率很高, 但是随着不断的石油开采, 地质认识不断的变化, 并且由于最初开采量太大导致油井压力不断下降, 从而导致原油严重脱气, 原油的物性变差。
(2) 注采大, 区块大面积暴性水淹注水初期, 由于底层压力不均, 往往会采取高速注水等方式平衡压力。但是由于注采比过高, 导致部分区域油井出现暴性水淹的现象, 从而使得油井内含水过多, 影响石油的开采效率, 同时也对原油的质量有着极大的影响。
4 调整措施
为了提高底水油藏的开发效率, 提高原油的开采质量, 就要对剩余油的分布规律进行研究。首先要对构造微相和沉积微相进行研究, 同时结合水驱渗透机理和油藏生产动态变化, 对井区内剩余油的分布规律进行研究。经过研究可以知道, 在断层附近地势较高的部分会有剩余油的二次聚集, 并且由于沉积相即构造的影响, 剩余油会集中分布在上倾尖灭高的部位。了解分布规律后, 应用水平井技术、大位移侧钻技术、注采井网的调整对开发过程中出现的问题进行调整。
5 结语
随着我国社会的不断发展, 经济水平和科学技术水平都有了很大提高。石油作为我国三大能源产业之一, 对我国的社会、经济都有着重大的影响, 因此对石油开发技术进行研究是十分必要的。在石油开采的过程中, 底水油藏逐渐成为我国各大油井的基本性质, 因此了解注采动态, 发现开采中的问题, 并及时做出调整对于油藏开发来说是十分重要的。
摘要：在我国的油藏开采中, 底水油藏因其储量丰富占有了很大的比例。随着油田二次开采的进行, 除了含有大量天然底水的油藏之外, 其他油田的开发也趋向于底水型。随着油田的不断开发, 油田的地质发生了变化, 含油面积、油层厚度与地质储量的变化都很大, 因此在试采的过程中出现了很多问题。本文对底水油藏注采动态进行了分析, 并针对底水油藏开采中出现的问题提出调整的对策, 以促进石油开采行业的发展。
关键词：底水油藏,储层,注采动态
参考文献
[1]蒋友兰, 田世澄, 唐湘明, 等.气顶底水油藏注水开发影响因素——以韦8断块为例[J].石油学报, 2012, 33 (2) :284-287.
[2]熊小伟, 李云鹏, 张静蕾, 等.一种预测底水油藏水锥动态及见水时间的新方法[J].断块油气田, 2014, 21 (2) :221-223, 227.
宋芳屯油田控制无效注采措施 篇5
1 控制无效注水
1.1 优化注水结构和平面调整
2007年注水方案调整原则是针对2006年油井转注和新井投注的有力时机, 重点调整转注区块2套井网的注水量匹配, 搞好平面调整。对油改水和新井投注钻遇原井网的河道砂, 在老方向上减水;为了控制含水上升速度对高含水层进行减水, 为了降低层间压差对高压层进行减水, 控制高压高含水层的产液量。
方案调整28口井28个层, 日配注由730 m3降到85 m3, 减少645 m3;日实注由748 m3降到86 m3, 减少662 m3。统计周围连通的35口未措施井, 日降液103 t, 日降油9.5 t, 含水上升0.14个百分点, 流压下降0.43 MPa。
一是实施高压层减水, 减少低效注入。通过对注采关系进行综合分析, 有针对性治理高压井层。高压层减水8口井8个层, 日配注减少220 m3, 日实注减少225 m3。其中, 有注无采型2口井2个层, 注多采少型6口井6个层。统计连通的9口未措施井, 日降液18 t, 日降油2.3 t, 综合含水上升0.45个百分点, 流压下降0.08 MPa。
二是对含水上升速度快和高含水井进行调整, 控制高含水方向注水。方案减水15口井15个层, 日配注减少295 m3, 日实注减少303 m3。统计周围连通的26口未措施井, 日降液85 t, 日降油7.2 t, 含水下降0.02个百分点, 流压下降0.55 MPa。
2007年上半年注水方案下调30口井33个层段 (表1) , 日配注由835 m3降到170 m3, 减少665 m3;日实注由842 m3降到141 m3, 减少701 m3。其中, 基础井方案调整18口井18个层, 日配注减少425m3, 日实注减少437 m3;调整井方案调整10口井10个层, 日配注减少220 m3, 日实注减少225 m3。
统计周围连通的35口未措施井, 日产液由1 148降到1 045 t, 日降液103 t, 日产油由89 t降到80.5 t, 日降油8.5 t, 综合含水由91.56%升到91.57%, 含水上升0.01个百分点, 流压由4.01 MPa到3.93 MPa, 流压下降0.08 MPa。
1.2 通过周期注水, 提高注水利用率
1) 加大周期注水的力度。选择综合含水高、地层压力高的调整井开展全井周期注水, 半周期2个月, 通过周期注水调整层间压差, 减缓层间矛盾, 减缓含水上升和产量递减速度。
2) 为控制无效注采循环而停住3年以上的厚油层, 目前可能成为潜力层, 不能进行层内细分的采取周期注水, 提高厚油层的动用程度。
控制高含水层注水量和部分层实施周期注水调整。通过控制含水上升速度、改变液流方向, 扩大注水波及体积, 减缓产量递减。2006年上半年实施14口井15层段, 方案日减水350 m3, 实际日减水344 m3。其中, 高含水区块周期注水3口井3个层段, 方案日减水65 m3, 实际日减水68 m3;高含水区块减水11口井12个层, 方案日减水285 m3, 实际日减水276 m3。连通的25口未措施井, 日降液50 t, 日降油1.1 t, 含水下降0.33个百分点, 流压下降0.47 MPa。
1.3 运用调剖方法, 封堵层间和层内无效 (低效) 循环
1) 深度调剖。为向层内要油, 在层内控水。目前已完成1口井, 未对比。
2) 浅调剖。为缓解层间和平面矛盾, 对注水压力低、吸水剖面单一的注水井, 采取浅调剖措施 (表1) 。用聚合物凝胶与颗粒调剖剂的组合方法进行增注, 提高油层动用厚度并改善开发效果。
2 控制无效采出
2.1 选井选层原则及采用的堵水管柱
油井堵水是控制无效采出、低效产液的一项直接而有效的措施, 但由于油井多层高含水, 选井、选层难度增大, 堵水效果变差。随着油田含水的上升, 地下油水分布更加复杂, 高含水井层逐渐增多, 层间矛盾和平面矛盾进一步激化。对于非均质多油层注水开发的砂岩油田, 进入特高含水期开发阶段, 会产生一部分强水淹层, 若使这部分油层继续参与生产, 会造成油井产液剖面不均衡。这不仅给弱水淹油层的开发带来不利影响, 而且由于油井产水量的增加, 也会降低整个油田开发的经济效益。
由于油井单层厚度较大, 各油层纵向渗透率差异较大, 在选井上, 强调降水和增油并重;在选层上, 强调动静分析和测试成果相结合的做法:优先选择纵向水淹程度不均匀, 产油发挥作用较小或未发挥作用及固井质量好无层间窜槽的层段。因此, 必须采取有效措施, 适时地对强水淹高含水层进行封堵, 即进行油井堵水, 以控制高含水层的产液量, 降低流压, 提高低含水层的产液量, 达到调整产液剖面的目的。
平衡型堵水管柱采用Y341-114和Y341-95两种型号的分隔器封堵目的层。该管柱主要通过各封隔器之间力的平衡, 使其在无锚定的条件下处于稳定静止状态, 提高堵水成功率。无卡瓦支撑, 结构简单, 起下安全, 封隔器密封性能好, 解封可靠、能封堵多个高含水层。由于封隔器处于自由悬挂状态, 坐封时, 封隔器居中, 密封率高, 泵抽生产和检泵作业对堵水管柱无影响。更换管柱时, 只要将堵水管柱捞住后直接上提管柱, 封隔器即可解封。
2.2 井下优化设计
2.2.1 动静结合进行泵径、泵深优化设计
堵水井接替层为顺直河道砂, 由于动用状况不同, 堵水效果不同。
1) 全井多层高含水, 接替层动用好, 堵水后含水下降幅度小。例如:5G16-34井泵径未换;5G30-37井泵径56 mm换44 mm, 泵深未变。
2) 注采方向较多, 接替层调整作用好, 堵水后产液、含水下降幅度大。例如:5G36-47井57mm换44 mm, 泵深由892.05 m变为947.85 m。
3) 注采方向单一, 接替层动用程度较低, 堵水后降液较多。例如:5G20-27井泵径56 mm换44 mm, 泵深由940.8 m变为947.27 m。
2.2.2 安装扶正装置
理想状态下抽油杆在油管中做往复的直线运动, 而实际中由于杆柱在井下受各种力的影响, 造成抽油杆在下冲程时在一定的井段内产生弯曲;当弯曲达到一定挠曲时便与油管接触产生摩擦, 造成杆、管磨损。下冲程时, 油管处于受拉状态, 不可能发生弯曲, 只有抽油杆可能出现弯曲与油管发生摩擦而造成偏磨。根据实际起出管柱情况, 5G16-34井、5G20-27井安装了扶正器。
2.3 堵水后的参数调整及效果分析
2.3.1 参数调整原则及效果
合理的沉没度是保证油井稳产及降低杆、管偏磨的基础。在抽油泵正常工作的情况下, 沉没度的高低是衡量抽油机井工作制度是否合理的因素之一, 沉没度过高或过低对保证产量和提高经济效益是不利的。
根据油井流入流出动态曲线, 应用流压与地层压力及饱和压力的经验关系式[1], 确定合理流压。
宋芳屯油田饱和压力为6.81 MPa, 2003年地层压力为9.34 MPa, 由经验关系式计算出宋芳屯油田合理流压为3.86 MPa。
参考有关资料[1], 不同泵径的抽油泵正常工作时所需的沉没度如表2所示。
对于堵水后泵沉没度小于50 m的2口井根据实际情况进行了参数调整, 见表3。
参数调整前后对比发现, 沉没度由措施前的-50.05 m上升到105.47 m, 上升了155.51 m, 泵径下降了12.5 mm, 冲程下降了0.5 m, 冲速下降了3 min-1 (表4) 。
2.3.2 效果分析
油井堵水4口井, 堵掉砂岩厚度21.4 m, 占全井砂岩厚度的40.0%, 堵掉有效厚度16.6 m, 占全井有效厚度的48.4%。措施前后对比表明, 产液由144 t下降到51 t, 下降了93 t;日产油由4.3 t上升到5.9 t, 上升了1.6 t;含水由97%下降到88.4%, 下降了8.7个百分点;流压下降2.38 MPa。
堵水后平面调整受效, 连通10口油井, 日产液由175 t升到195 t, 日增液20 t, 日产油由13.1 t升到13.8 t, 日增油0.7 t;综合含水由92.5%升到92.9%, 含水上升0.4个百分点, 流压由3.56 MPa升到4.30 MPa, 流压上升0.38 MPa。
2.3.3 堵水井连通水井调整情况
堵水后连通水井进行了减水措施, 实施4口井日减水145 m3, 累积减水34 180 m3。
3 能耗效果分析
能耗效果数据统计见表5、表6、表7。
减水节约资金约124万元;注入水单耗5.8kWh/m3, 降低注入水耗电量119.9×104k Wh, 共计节电125.3×104kWh;耗电节约资金64.4万元 (每度电按0.514 2元计算) , 共计节约资金188.4万元。
4 结论与认识
1) 通过注水井的方案调整, 控制无效注入水, 降低油田开发成本。
2) 机械堵水成本低, 适应性强, 可堵多层, 能满足细分堵水等方面的要求, 是控制无效、低效产液的一项直接而有效的措施, 同时可以减缓层间矛盾。
3) 堵水后, 根据井的发育条件优化井下方案并且及时进行地面参数调整, 保证油井在较合理的沉没度下工作。
4) 以上措施在实际应用中表明, 能够改善油田开发效果, 控制油田开发成本。
摘要：宋芳屯油田已进入特高含水期开发, 为控制无效注水和无效采出, 对注水井方案进行了调整。通过降低高含水、高压层的注水量, 并结合堵水措施进行平面调整, 降低了高含水层的产液量;同时, 对堵水后管柱进行优化设计及地面参数的及时调整, 取得了较好的堵水效果, 并在控制无效注采、降低油田开发成本方面获得了一定的经济效益。
关键词：无效注采,控制方法,节效增效
参考文献
注采模拟 篇6
为了评价各区块的注采系统适应性, 对合理油水井数比的理论计算公式进行了重新推导, 分析了合理油水井数比与油水井射开厚度的关系。区块1油水井数比高出合理值较多。因此, 2005年开始对区块1集中进行了注采系统调整, 并结合调整工作, 开展了完善注采系统井区跟踪调整的对策研究。
2 完善注采系统调整情况
区块1采用“钻补充井、转注和补孔”相结合的协同模式进行注采系统调整, 变反九点和不规则五点法布井方式为规则五点法井网, 提高井区水驱控制程度, 改善井区开发效果。
目前, 注采系统调整措施实施了145口井, 使区块油水井数比由1.98调整到了1.39, 水驱控制程度由79.80%提高到了85.93%, 多向连通比例由13.68%提高到22.24%。
3 跟踪调整对策研究
在实施注采系统调整的过程中, 抓住有利时机, 对新老油水井进行适时调整, 确保调整井区注采平衡。
3.1 注水井方案调整标准及执行情况
3.1.1 调整标准
根据单井合理的砂岩、有效注入强度, 制定注水井调整标准及调整方式。
基础井网:合理的砂岩注水强度2.15m3/d·m, 有效注水强度5.30m3/d·m。
由于该井网油水井连通厚度大, 为防止单层突进形成大孔道, 调整方式主要以调剖、停注和降水为主。
一次加密井网:合理的砂岩注水强度2.70m3/d·m, 有效注水强度5.75m3/d·m。
由于该井网单层油水井连通差异大, 为减少层间干扰, 调整方式主要以细分和测调为主。
二次加密井网:合理的砂岩注水强度2.95m3/d·m, 有效注水强度8.75m3/d·m。
由于该井网单层油水井连通较差, 注水强度偏大, 调整方式主要以测调为主, 增注措施为辅。
三次加密井网:合理的砂岩注水强度3.50m3/d·m, 有效注水强度18.30m3/d·m。
由于该井网单层油水井连通差, 单层吸水现象严重, 调整方式主要以细分为主, 增注措施为辅。
3.1.2 注水井方案实施情况
依据合理注入强度标准, 区块1可进行调整注水井313口, 660个层。目前, 已方案调整55口井, 其中控制注水40口井, 日注水量减少1416m3;提高注水15口井, 日注水量增加214m3。
例如:区块1丙北一块是转注较集中的井区, 通过实施完善注采系统调整, 2008年井区的年注采比升到1.43。2009年, 实施注水调整, 共执行降水方案15口, 目的层配注由820m3/d降至450m3/d, 实注由750m3/d降到455m3/d, 8月份注采比降为1.22, 区块保持较好的开发形势。
3.2 油水井措施标准及实施情况
3.2.1 结合多学科、精细建模成果, 优选剩余油富集井区, 实施产液结构调整, 挖掘剩余油潜力。
为改善剩余油富集油层的动用状况, 实施油井压裂23口、酸化18口, 水井压裂10口和酸化48口。
3.2.2 针对平面上的低效无效循环严重的井区, 实施调剖+堵水相结合, 控制含水上升速度。
一是针对砂体平面非均质性影响产生的低效无效循环场, 通过调剖控注, 调整平面注采矛盾。实施水井调剖17口。
二是实施采油井堵水, 达到控制低效无效循环的目的。实施油井堵水2口。
4 调整效果
区块1井区在完善注采关系的基础上, 通过油水井及时跟踪调整, 获得了较好的效果。井区含水上升速度进一步得到抑制, 产量自然递减减缓, 年注采比提升, 注水效率得到提高, 地层压力稳步回升 (表1) 。
5 结论
(1) 完善注采系统调整工作是一个系统工程, 在集中实施调整后, 仍需进行适时跟踪、细化调整;在不同开发阶段、不同井区应制定不同的油水井调整标准, 不断进行跟踪调整, 以实现井区注采关系的动态相对平衡。
(2) 根据井区本身特点, 制定相对应的油水井动态调整标准, 更贴近生产实际;在完善注采关系的基础上, 适时进行油水井跟踪调整, 可进一步改善井区的开发效果。
参考文献
[1] (张继芬编著) .《油层物理》石油工业出版社1995.3。
[2] (袁庆峰编著) .《油田开发规划方案编制方法》石油工业出版社2005.8。与开发2009.4。
[3] (苑保国编著) .《水驱油田特高含水期开发效果评价体系》大庆石油地质与开发2009.4。
注采模拟 篇7
目前对于裂缝性油藏的周期注水, 主要开展了砂岩和碳酸盐岩油藏的注水驱油机理、影响因素、单井注水替油等方面的研究[2—13]。针对碳酸盐岩的地质特点和注水开发时存在的问题, 进行了碳酸盐岩裂缝性油藏异步注采研究, 对进一步改善碳酸盐岩油藏的注水开发效果和提高原油采收率具有重要的意义。
1 异步注采机理
异步注采是周期注水方法的一种。异步注采即注时不采, 采时不注, 包括注水阶段、关井阶段、生产阶段 (如图1所示) [14]。注水阶段, 注入井注水, 此时油井关停;关井阶段, 注入井和生产井都关停;生产阶段, 注水井关停, 生产井开井生产。
对于裂缝性油藏, 常规注水时, 注入水易沿裂缝窜进, 如图2中蓝色箭头所示。而采用异步注采则可以有效避免注入水沿裂缝窜进的问题。异步注采主要机理是:第一, 注水时关停生产井, 防止注入水沿裂缝水窜;注水过程中, 地层能量得到补充, 地层压力升高, 使得原有裂缝得到扩展和延伸, 有利于裂缝的开启和短裂缝相互连接, 增加了地层的渗透性, 如图2虚线所示;在注水压差和毛管力的双重作用下, 部分注入水进入渗透率相对低的油层及基质中较深的含油孔隙, 扩大了波及体积;第二, 关井阶段关停注水井和生产井, 可以建立新的压力平衡场, 有利于渗吸作用更充分地进行。当油从基质置换到裂缝以后, 在重力分异作用下油逐渐聚集在油水界面之上, 直到新的平衡。重力分异结束后, 在驱替压差的作用下, 裂缝中的原油被驱向生产井井底。在常规周期注水已经发生水窜、基质原油被水封的情况下, 异步注采方式仍然可以进一步提高采收率。
2 油藏概况
2.1 油藏特征
P1井区位于胜利古潜山油藏西部 (如图3) , 储层由下古生界奥陶系、寒武系碳酸盐岩组成, 潜山顶面埋藏深度在3 500~4 300 m之间, 奥陶系地层遭受严重剥蚀, 断缺300~700 m, 仅残余部分下马家沟组或冶里-亮甲山组。该井区是具有层状结构的裂缝型块状油藏, 无边水, 有弱底水, 井区构造和断裂系统复杂。油藏温度160~170℃, 油藏压力39.46~43.99 MPa。原油黏度小于0.5 m Pa·s。
该井区有P1、P2、P3三口油井和ZHU1一口注水井。ZHU1井与P1井平面距离390 m, 注采层位均为冶里-亮甲山组。
2.2 现有开发方式存在的问题
P1井区先进行天然能量开发, 然后实施注水开发。从P1井区注水动态曲线 (图4) 可知, ZHU1井注水11个月, 累计注水33 093 m3后P1井暴性水淹, ZHU1井配注量由100 m3/d下调至30 m3/d, P1含水无变化。因此, 确定ZHU1与P1井之间有连通关系。目前地层压力仅为原始地层压力的25.9%, 不利于区块开发。从注水效果可以看出, P1井区现有开发方式开发效果较差。
既要注水补充地层量, 又要防止生产井暴性水淹, 是目前P1井区开发面临的主要问题。鉴于ZHU1井与P1井之间裂缝连通较好, 因此对两口井开展异步注采研究。
3 异步注采数值模拟研究
3.1 数值模型的建立与历史拟合
在油藏地质模型基础上, 建立动态数据体, 形成完善的油藏数值模型。网格步长为30 m×30 m×30 m数值模型中的动态数据来自钻井、测井解释、测试及生产动态。在历史拟合的基础上进行参数优化及不同开发方式的预测, 确保开发预测的准确性。
3.2 异步注采参数优化
3.2.1 注入量
模拟计算了不同周期注水量 (13 500 m3, 18 000 m3, 22 500 m3, 27 000 m3, 31 500 m3, 36 000 m3, 45 000 m3) 下P1井的平均日产油量。可以看出, 随着单周期注入量的增加, 日产油量逐渐增加, 当周期注入量达到31 500 m3时, 日产油量变化幅度趋于平缓, 如图5 (a) 所示。因此最佳的周期注入量应是31 500 m3。
3.2.2 注入速度
在周期注入量31 500 m3的情况下, 模拟计算了不同注入速度 (100 m3/d, 150 m3/d, 200 m3/d, 250 m3/d, 300 m3/d, 350 m3/d, 400 m3/d) 下P1井平均日产油。从图5 (b) 可以看出, 注入量一定时, 随着注入速度的增加, 平均日产油逐渐增加, 但增加幅度逐渐减小。当注入速度达到300 m3/d以后, 平均日产油趋于平缓, 因此, 注入速度的优化值为300 m3/d。
3.2.3 关井时间
在周期注入量31 500 m3、注入速度300 m3/d的情况下, 模拟计算了不同关井时间 (15 d, 30 d, 60d, 120 d, 180 d) 下P1井累产油。从图5 (c) 可以看出, 随着关井时间的增加, 累产油呈现出逐渐增加趋势, 当关井时间大于30 d时, 累产油增加趋势变平缓。因此, 关井时间优选30 d。
3.2.4 采液速度
在周期注入量31 500 m3、注入速度300 m3/d、关井时间30 d的情况下, 模拟计算了不同采液速度 (30 m3/d, 50 m3/d, 70 m3/d, 100 m3/d) 下P1井累产油。从图5 (d) 可以看出, 随着采液速度的增加, 平均日产油量先上升后降低, 在采液速度50 m3/d时平均日产油量达到最大值。因此, 优化的采液速度为50 m3/d。
4 开发方式优化
采用优化的参数, 利用数值模拟方法, 对衰竭式开采、连续注水、常规周期注水、异步注采4种开发方式油藏15年的末采出程度进行预测, 从而优选合理的开发方式。4种开发方式的具体说明见表1, 数值模拟预测结果见图6和图7。
数值模拟结果 (图6) 表明:采用衰竭式开采, 至2017年7月油藏不能生产时, 最终的采出程度为25.42%;截止2026年12月, 连续注水、周期注水、异步注采三种开发方式的最终采出程度分别为27.81%, 28.42%, 28.63%。异步注采15年末采出程度比衰竭式开采、连续注水、常规周期注水分别高3.21%, 0.82%, 0.21%。
从采出程度的提高幅度来看, 异步注采比其他三种开采方式略高, 主要是由于数值模型用双重介质均质模型, 抹杀了裂缝的非均质性, 从而减弱了注入水突进造成的。衰竭式开采的采出程度最低, 是因为油藏存在较强的压力敏感性, 随着地层压力的降低, 裂缝和基质有效压力增加, 发生弹、塑性变形, 导致裂缝开度减小或闭合, 裂缝网络逐渐失去供液能力, 基质中的原油滞留在油藏中, 采出程度低, 开发效果差;其他三种开发方式通过注水补充了地层能量, 使油藏能够持续生产, 但采出程度存在差别。连续注水虽然补充了地层能量, 维持裂缝的开启状态, 保证生产井有一定的产能, 但是注入水容易沿裂缝窜进, 形成不均匀驱替, 油水前缘突破到生产井后, 生产井含水率迅速上升, 注水井和生产井通过裂缝连通, 造成生产井暴性水淹, 基质原油不易采出。从图7可以看出, 与连续注水相比, 常规周期注水可减缓连续注水时裂缝水窜问题。周期注水产生的压力扰动, 有利于裂缝与基质之间渗吸作用进行的更充分。异步注采由于注采不同步, 有效避免了注入水向生产井窜进, 含水率明显低于连续注水和常规周期注水;同时, 异步注采产生比常规周期注水更大的压力扰动, 增强了毛管力的渗吸作用, 强化了这种方法的增产效果。
从4种不同开采方式的模拟结果可以看出, 异步注采15年末的采出程度最高, 因此, 建议P1井区采用异步注采的开发方式。
5 结论
(1) 异步注采客观上改变了注入水的液流方向, 有效避免注入水沿裂缝向生产井窜进, 注采不同步产生的压力扰动有利于注入水进入基质系统较深的孔喉中, 扩大了波及体积;关井使得裂缝与基质的渗吸交换作用和重力分异作用进行的更充分。采用异步注采开发裂缝性油藏, 能够取得比连续注水、常规周期注水更好的开发效果。