水驱模式

水驱模式（精选7篇）

水驱模式 篇1

立足现井网、层系矛盾, 从四个精细入手, 落实水驱各类油层潜力, 不断优化改善水驱开发效果新技术、新途径, 创新、完善水驱调整挖潜配套技术体系, 建立、完善水驱分类调整方法, 指导高含水后期水驱深度开发调整挖潜。

1 示范区块的基本特点

(1) 储层沉积类型主要以外前缘相为主, 油层多, 厚度薄, 非均质性强。二、三类油层较为发育, 共钻遇63个小层110个单元, 其中外前缘相所占比例51.3%, 是目前水驱开采对象。

(2) 开发历程完整, 井网间具有较好的衔接关系。

(3) 示范区整体处于特高含水期, 随着油田的深入开发, 2007年以来区块开发效果逐渐变差, 自然递减率及含水上升率逐年加大。综合含水达到93.16%, 自然递减率达到7%以上。

2 研究建立三种精细挖潜模式

2.1 完善以多学科研究为基础的潜力分析模式

2.1.1 井震联合建模开展油藏精细解剖技术研究, 重构地下认识体系

建立井震联合断层厘定方法, 应用三维可视化和三维光源照明等先进技术进行断层精细解释, 小断层识别精度到3m, 断点组合率由77.3%提高到92.0%, 断层附近注采关系及剩余油类型认识更加清晰。

2.1.2 井震加载开展多学科油藏研究, 深化剩余油分布规律的认识

运用地质统计学反演, 结合构造建模, 精细刻画萨Ⅱ7-12油层河道砂体走向、边界及砂体空间分布特征。目前萨II7-12平均含水饱和度57.1%, 剩余油多富集于断层边部及注采不完善井点, 所占比例56.76%, 在注采完善井点, 剩余油多富集于中间井排, 并以平面干扰型和吸水差型为主, 局部井点为二线及滞留区型。

2.1.3 开展可挖掘剩余油潜力研究, 量化可挖潜剩余油规模

为了实现在特高含水期水驱潜力的有效挖潜, 对水驱在现井网条件下没有动用或动用差, 在当前技术条件下能够挖潜, 具有经济效益的可动油开展了研究, 确定可动油饱和度下限22%, 指导井层剩余油量化分析, 对区块336口井, 逐井、逐单元综合分析, 落实措施可挖潜剩余油133.26万吨。实现了可动剩余油的分类研究与挖潜。

2.2 创新了分类油层井网优化调整模式

2.2.1 完善二类油层萨Ⅱ7-12油层开展井网重构技术

示范区萨Ⅱ7-12油层主要为内前缘相沉积, 河道砂多呈枝、坨状分布, 为基础井网开采对象, 窄小河道控制程度较低。利用一次加密油水井补孔, 形成反九点法布井方式, 井距由500m缩小到250m。采油井补孔对象为原行列井网控制不住的呈枝、坨状分布的窄小河道或主体席状砂内的剩余油以及断层新认识后注采不完善剩余油。注水井补孔对象主要是与井区基础井网采油井射开层位相连通的未射孔油层以及本井网采油井预补层位相连通的油层。优选采油井补孔23口, 补开276个沉积单元, 平均单井补射砂岩厚度15.4m, 有效厚度7.7m, 单井日增油5t, 综合含水由94.9%下降到90.6%, 累计增油2.41万吨。

2.2.2 完善三类油层实施二三次加密井网综合利用调整技术

三类油层为二、三次加密井网主要开采对象, 薄差油层及表外储层射开厚度比例达到74%左右, 在现有井网条件下, 动用厚度比例仅为59.2%, 为此开展薄差油层有效动用方式研究。

一是研究了薄差油层有效动用的合理注采井距。建立渗透率分别为30×10-3u m2、5 0×1 0-3u m2、1 0 0×1 0-3u m2、150×10-3um2的油层模型, 分别计算不同井距下的采出程度变化情况, 形成了不同渗透率条件下注采井距与采出程度关系曲线。研究表明渗透率为30×10-3um2、50×10-3um2的油层合理注采井距应控制在150m左右, 透率为100×10-3um2、150×10-3um2的油层合理注采井距应控制在200m左右。

二是确定薄差油层井网综合利用方式。为完善单砂体注采关系, 两套井网对应补孔, 进行低效井治理, 以达到改善薄差油层动用状况的目的。确定在不进行加密调整的情况下, 构成五点法面积井网。优选注水井补孔3口, 采油井补孔8口, 采油井初期平均单井日增液20t, 日增油4.4t, 含水由89.72%下降到80.65%。通过二三类油层注采关系调整, 全区水驱控制程度提高, 多向水驱控制程度提高6.09个百分点。

2.3 形成油水井配套挖潜调整模式

2.3.1 建立了注水井细分标准

以注水层段内渗透率级差、小层数等参数为基础, 参照油层动用状况, 建立了“66725”细分注水界限:层段内渗透率级差小于6.0、层段内小层数控制在6.5以内、层段砂岩厚度小于7m、层段跨度25m以内。三年来调整注水井228井次, 占水井总数的98.82%, 其中, 细分调整160井次, 占调整井次70.17%。平均注水层段数由3.9个提高到5.1个。

2.3.2 完善了措施配套挖潜技术

针对压前含水逐年升高、重复压裂比例高、措施井层条件逐步变差的实际, 注重量化选井选层标准, 三年来, 结合“压前培养、压后补给”, 实施油井压裂24口, 单井日增油5.0t以上。层段压裂工艺组合比例由2009年8.3%上升到2012年的62.5%。

3 精细挖潜取得的效果

(1) 开发形势持续向好。示范区通过综合治理, 全面实现了连续三年产量稳定不降, 含水不升的目标。

(2) 实现了老区深度挖潜。一是完善了注采关系, 提高了现有储量的控制程度。二是提高了油层动用程度, 增加了现有储量利用效率。

(3) 经济效益得到提升通过综合治理, 区块三年少递减产量8.43万吨, 阶段投入产出比为1:6.55。同时, 示范区的单井经济效益得到提高。

4 结论

(1) 井震联合深化精细油藏描述, 是实现地质再认识的基础;与多学科油藏研究成果结合, 是量化剩余油分布、指导油田开发实践的技术支撑。

(2) 井网重构及二、三次加密井网综合利用, 完善了单砂体注采关系, 挖掘了现井网控制不住潜力, 是水驱开发经济、有效的调整方式。

(3) 从注入、采出两端同时入手, 通过细划注水层段, 优化措施方案设计, 精细配套措施挖潜, 是实现“控递减、控含水”目标的有效技术手段。

(4) 示范区以四个精细入手, 形成了特高含水期水驱油藏精细挖潜分类管理模式, 具有广泛的推广前景, 为高含水后期深度开发调整挖潜起到了较好的指导作用。

摘要：大庆油田坚持“突出长垣、突出水驱、突出效益”的主导思想, 把水驱精细挖潜示范区建设工作, 作为4000万吨持续稳产的重要举措。2010年, 我厂在萨南开发区南八区开辟示范区, 经过三年挖潜实践, 立足“四个精细”, 构建三种精细挖潜模式、完善两项调整技术, 实现了示范区产量不降、含水不升的目标。

关键词：精细挖潜,调整技术,稳产模式

参考文献

[1]叶庆全, 翼宝发, 王建新.油气田开发地质[M].北京:石油工业出版社, 1999

[2]刘丁曾.多有曾砂岩油田开发[M].北京石油工业出版社, 1986

油田水驱技术研究 篇2

一个油田在进行开发时, 为了保持油田较长开发周期和原油产量的稳定, 基本上都要采用保持地层压力开采的方法。为了提高油田采收率, 世界上很多国家都在研究如何用人工的办法保持地层压力, 向油层补充能量, 使之达到多出油、出好油的目的。目前比较成熟的措施有:注水、注气、注蒸汽及火烧油层。与其他物质相比, 注入水具有无可质疑的优点, 一方面水的来源比较易于解决, 同时把水注入油层是比较便宜的;另一方面, 从一个油层中用水来排油, 水作为介质十分理想。当然, 还应看到注水井中的水柱本身具有一定的压力。水在油层中具有的扩散能力, 使油层保持较高的压力水平, 由于保持油层压力始终处于饱和压力以上, 就会使地下原油中溶解的天然气不会大量脱出而使原油性质稳定, 保持良好的流动条件。这样, 就可以使油井的生产能力保持旺盛, 能够以较高的采油速度采出较多的地下储量, 即有利于提高油田原油采收率。

2 注水工艺及水驱机理

2.1 注水工艺

2.1.1 注水方式

选用注水开发的油田有两类注水方式, 即边外注水和边内注水。边外注水适应于油田面积小, 地层倾角大, 油层连通性好, 油层均匀及边水活跃的油田。主要分为以下几种形式:

(1) 内部横切割注水 (或行列注水) 。一般用于油层渗透率较均匀, 油层分布面积大, 断层少的长形油田。1

(2) 腰部注水。用于开发油层边部渗透性变差, 含油面积较大的窟窿背斜油田。

(3) 顶部注水。适合油层面积大, 油层边缘渗透率低或有气顶的油田。

(4) 面积注水。适应性较广, 目前世界各国普遍采用, 特别适用于油层形状不规则且零星分布, 渗透性差及断层不规则的油田。

2.1.2 注水压力

注水压力 (指注水井口压力) 的高低, 是决定油田合理开发和地面管线及设备的重要参数。注水压力低, 注水量满足不了油田开发的需要, 必然造成油层压力下降, 并造成地面系统扩建、改建等不合理现象;注水压力过高, 浪费动力及钢材。因此, 确定合理的注水.压力, 是注水工程地面建设的中心环节。

2.1.3 注水工艺流程

向地层内注人的水是从水源来, 经过水处理、注水泵、管网、配水间分配到备注水井去, 目前国内注水工艺流程主要有以下几种。

(1) 单管多井配水流程

注水站将水经单管配水干线送到多井配水间, 分配计量后进注水井。这种流程的特点是配水间可与计量间合建, 便于管理, 也容易调整管网。适用于油田面积大, 注水井多, 注水量大的注水开发区块。

(2) 单管单井配水流程

配水间在井场, 每条干线辖几十口井, 分层测试方便。适用于油田面积大, 注水井多, 注水量较大的行列注水开发区块。

(3) 双管单井配水流程

该流程从注水站到配水间有两条干线, 一条注水, 另一条洗井。适用于单井注水量较小的地区, 有利于保持水质, 一般用于洗井次数多和酸化压裂较多的区块。

(4) 分压注水流程

当多油层油田的油层渗透率差别很大的时候, 需要采用压力不同的两套管网, 对高、中渗透层和低渗透层实行分压注水。2

(5) 增压注水流程

对于同一区块内少部分低渗透层的注水井, 可采取阶梯式增压注水工艺, 根据井网半径大小, 可使几口井集中增压或单井增压。

2.2 水驱机理

2.2.1 微观水驱油机理

油水是两种互不相溶的液体, 其界面张力高达30~50m N/m。油层中油水接触形成一弯液面, 存在毛细管力, 故水驱油为非混相驱。地层的孔隙系统是非均匀的, 具有随机的性质, 因此, 油水在地层孔隙系统中的运动也是非匀速的, 它也具有随机的性质。同时, 油层的润湿性也差别甚大。有些油层具有亲水的润湿性, 有些油层则是亲油的, 还有一些油层具有中等润湿性。在不同润湿性的油层中进行水驱油时, 其驱油机理有原则性的区别。

2.2.2 宏观驱油机理

剩余油的形成与宏观排驱效率有关, 任何排驱过程的原油采收率都依赖侵入流体所接触的油藏体积, 即体积波及效率Ev, 定义为注入流体侵入油藏空隙体积 (PV) 的分数, 它是排驱时间的函数。

3 水驱采收率的影响因素

3.1 油藏流体的黏度影响

水驱过程中, 油水粘度差是影响采收率的一个重要的因素, 其粘度比是一个相当重要的指标。先用一天然岩心实验结果来讨论, 岩心参数为:长度8~10cm, 直径2.5~2.6cm, 渗透率为2~3.5μm2, 岩性为灰绿、紫红色泥岩间互夹砂层。通过不同的油水粘度比对无水采收率的对比实验, 得出实验结果。实验结果表明, 在相对均匀的天然岩心模型上, 粘度比μo/μw对开发效果影响很大。特别是当μo/μw在10~50这个区间变化时, 影响最大;当油水黏度比减小1时, 无水采收率也要增1%左右。但是当μo/μw超过50以后, 由于油水黏度比的影响基本上达到最大值范围, 其影响反而变小了。例如μo/μw由50变化到100区间时, 无水采收率变化3%。

3.2 润湿性对采收率的影响

这种影响是由岩石对油和水的润湿性不同所引起的。由此导致有的油层岩石亲水或偏亲水, 有的亲油或偏油, 或者一部分亲水另一部分又亲油。在水驱油过程中, 水易于驱净亲水油层内的油, 而对于亲油油层内的则难以驱净。根据油田开发实践的统计资料, 亲油油层的采收率目前只有45%左右, 而亲水油层的采收率有的则达到80%。

3.3 黏滞力合毛细管力的影响

黏滞力与毛细管力的壁纸为毛细管数, 定义毛细管数的优点在与可将各物理量与驱油效率之间的关系量化, 痛过排驱实验可得到他们的定量关系。

3.4 非均质的影响

油藏岩石的非均质性 (包括宏观的非均质性和微观的非均质性) , 对水驱油过程中的波及系数和驱油效率都有明显的影响。

4 结论

在油田开发过程中, 可以通过以增加可采储量为中心, 对地质精心研究, 细化开发层系, 采取合理的有效的注水方式, 强化注采系统, 全面实施细分层注水, 提高注水波及效率, 提高油田的最终采收率。

摘要：如何更有效率更科学地开发油藏, 其意义甚为重大。我国油藏的天然弹性能量普遍较小。所以基本都是先后采取了注水保持压力的开发方式。但是各油藏地质情况十分复杂, 如何注水才能达到最佳开发效果始终是人们关注的问题。因此, 本文结合实际, 对油田水驱技术进行了阐述, 为更好的开发油田提供借鉴。

关键词：水驱,技术,研究

参考文献

[1]陈元千, 实用油气藏工程计算方法[M].北京:石油工业出版社, 1998:110117[1]陈元千, 实用油气藏工程计算方法[M].北京:石油工业出版社, 1998:110117

双30水驱开发规律认识 篇3

1. 地质特征概况

构造属于涝洲构造南翼向王府凹陷倾没斜坡上的一个开阔断块。主要含油层位为扶Ⅰ~扶Ⅱ2层, 油层顶界埋深890~1070m, 含油井段124~128m。

2. 构造断裂特征

气田周边斜坡背景上发育的地垒断块及断阶有利于含油富集, 同时也为开发井形成较完善的注采系统提供了有利条件。

3. 储层特征

统计投产的51口井对比数据, 双30区块发育扶一组和扶二组两个油层组, 共18个小层。一类油层呈片状分布, 二类油层呈条带状分布, 三类油层零星分布。

二、井网对比情况

1. 井网设计对比

双30区块井网设计方案为350m×150m菱形井网, 井排方向NE90o, 角井距离为230米。朝5-朝5北区块的井网设计方案为300m×300m的反九点法正方形井网, 角井距离为420米。

2. 沉积相带图对比

从两区块的沉积相带图和砂体宽度情况对比看, 朝5-朝5北区块的砂体要好于双30区块。

3. 水驱控制程度对比

朝5-朝5北区块的一类、二类砂体三向及其以上连通情况都在40%以上, 说明朝5-朝5北区块水驱控制储量以三向及其以上为主。而由表5可以看出, 双30区块的一类、二类砂体中, 双向连通所占比例最高, 说明其连通情况主要以双向连通为主。说明, 朝5-朝5北的区块的注采系统比双30区块完善。双30区块水驱控制程度为90.1%, 朝5-朝5北区块水驱控制程度为91.5%, 朝5-朝5北区块水驱控制程度略高于双30区块。

4. 不同方向油井受效性对比

双30区块油井排油井的综合含水在投产6年内始终处在较低水平, 而水井排油井的综合含水在投产前4年都较低, 从第5年开始上升, 说明双30区块油水井排的层间矛盾较小。而朝5-朝5北区块油井排油井综合含水在第6年达到20%以上, 上升较缓慢, 而水井排含水上升速度较快, 第6年达到60%以上, 油、水井排含水差异大, 层间矛盾较大。说明菱形井网对各个方向的油井的驱动比较均匀, 各方向的油井都能受效。同时说明双30区块的井网设计与区块的储层条件更匹配。

三、水驱开发规律认识

1. 产量变化特点

朝5-朝5北区块的单井日产油高于双30区块, 但其初期日产油递减较快, 后期递减较缓慢, 双30区块单井日产油递减较缓慢, 由差值看出递减趋势相似。双30区块的采油强度要高于朝5-朝5北区块。因为虽然双30区块的单井日产油低于朝5-朝5北区块, 但是其储层条件比朝5-朝5北区块差, 有效厚度比朝5-朝5北区块小, 因此其采油强度反而比朝5-朝5北区块要高, 开发效果较好。

2. 含水上升特点

从投产开始, 含水上升速度较快, 在投产第3年综合含水就达到30%, 因此在投产第4年开始, 对裂缝方向高含水井进行转注, 通过转注形成线性注水方式。, 截止投产第10年, 共转注32口水井。转注后水驱控制程度得到提高, 综合含水得到较好的控制, 直到投产第10年, 综合含水才达到28.7%。而如果将所有的转注井恢复后, 投产第10年的综合含水则会达到60%以上, 说明朝5-朝5北区块在裂缝方向水淹程度严重, 在对裂缝方向高含水井进行转注后, 形成的线性注水方式对含水上升有较好的控制, 取得了较好的开发效果。而双30区块的综合含水随着投产时间的延长而缓慢上升, 直到第6年综合含水开始逐渐上升, 在投产第10年综合含水达35%左右。说明, 采用菱形井网开发, 对各个方向的油井的驱动比较均匀, 各方向的油井都能较好受效。

双30区块油井排综合含水上升缓慢, 而水井排的综合含水从第6年开始上升较快, 出现高含水井。因为朝5-朝5北区块在对高含水井转注后, 形成线性注水, 综合含水得到控制, 取得较好的开发效果。因此计划双30区块在水井排的油井含水达到一定程度后, 进行转注, 形成线性注水, 控制综合含水上升, 增加水驱动用程度, 改善开发效果。

双30区块的实际含水上升率始终低于理论值, 说明在合理的井网控制下, 双30区块的综合含水上升较缓慢, 开发效果较好。

3. 存水率变化特点

随着开发时间的延长, 存水率逐渐下降。同时可以看出, 投产前10年, 双30区块的存水率比朝5-朝5北区块高, 说明双30区块注水利用率高。

随着区块综合含水逐渐上升, 存水率逐渐下降。

在相同的采出程度下, 双30区块的注入水的利用率较高, 开发效果较好。

4. 采油速度变化特点

双30区块的采油速度始终高于朝5-朝5北区块, 开发效果较好。随着含水的上升, 采油速度逐渐下降。

5. 采出程度变化特点

双30区块的采出程度始终高于朝5-朝5北区块, 投产第10年, 双30区块的采出程度比朝5-朝5北区块高6.3个百分点, 开发效果较好。

在相同的采出程度下, 双30区块的综合含水比朝5-朝5北区块低, 说明开发效果好;

6. 水驱指数变化特点

朝5-朝5北区块的水驱指数直到注水第4年才趋于稳定, 说明其水驱受效程度慢。通过高含水井进行转注, 水驱指数始终保持稳定, 开发效果较好。而双30区块在投产第2年水驱指数就趋于稳定, 说明注水受效快, 而从第6年开始, 由于综合含水上升较快, 水驱指数上升, 说明需要对井网进行调整来控制含水上升, 提高水驱受效程度。

在采出程度小于15%时, 水驱指数较稳定, 注水受效程度较好, 而当采出程度大于15%时, 含水上升较快, 水驱指数上升, 说明需要对井网进行较大调整, 提高存水率, 改善开发效果。

7. 采液指数与采油指数变化特点

含水小于10%时, 采液指数、采油指数均较高, 随着综合含水上升, 采液指数、采液指数下降明显。在含水大于30%时, 随着综合含水的上升, 采液指数有上升趋势, 而因为含水上升, 采液指数则仍然下降较明显。下步计划研究是否可以通过提高产液量来提高产量。

8. 预测最终采收率

根据水驱曲线的回归曲线从图中可以看出, 区块水驱状态比较稳定。

根据回归出的甲型水驱曲线预测最终采收率为31.46%。

双30区块通过采取菱形井网, 取得较好开发效果, 现阶段开发效果与理论水平相近, 预测最终采收率达到30%。

综合两种方法, 得到的最终采收率为30.73%, 采收率较高, 开发效果好。

结论

低渗透油层采用菱形井网适应性强。双30区块采用350m×150m菱形井网水驱控制程度高, 各方向油井受效均匀, 取得了较好的开发效果。

双30区块的采油速度、采出程度, 综合含水控制较好, 通过两种曲线预测最终采收率为30.73%。

参考文献

[1]冯绪波, GJ油田G6断块水驱开发特征分析.

[2]周红、国梁、杨湖川, 水驱低渗透非均质砂岩油藏开发效果评价指标.

水驱数值模拟单井拟合方法 篇4

1 基本原理

Eclipse软件是国际上较为通用的数值模拟软件, 以定液生产为例, 其单井和网格之间物质交换公式为:

其中

pq, j为某相p在射孔网格j的产率 (体积单位) ;Twj是射孔网格块传导系数 (其中包含地层系数KH) ;pM, j是某相p射孔网格j的流度 (其中包含相渗) ;pj是射孔网格j的压力;wp是井射孔段中最顶部射孔网格块的顶深处流压;Hwj是井射孔段最顶部射孔网格块顶深处和对应网格块j之间的压头。

在数值模拟中, 模拟器根据单井的当前实际产液 (或注入) 量Q、当前各个射孔网格块压力状况、流度、网格块传导系数等, 确定出生产 (或注入) 该液量所需的pw, 然后应用计算出的wp, 再根据各个层的其他参数, 依次计算各个射孔网格的产液 (或注入) 量。油井的各个网格块再根据所赋的相渗曲线、含油饱和度和计算出的产液量计算出相应网格的产油量、产水量。实际上是达西定律的二维表达式:

在数值模拟网格中的应用, 但在实际中, Pw是由抽油速度决定的。在数值模拟过程中, 如果一口井的各个射孔层压力和传导系数不出现特别异常的情况, 定液生产情况下, 井的总体产液量都能拟合上, 总体产油量也可能拟合上, 因此, 井的各个层的产液量、产油量具有多解性。即使单井拟合产液量甚至产油量和实际生产相吻合, 也不能保证该井各个射孔层的产液量、产油量和生产实际相符合, 因此保证拟合单井各层产液量、产油量、目前含油饱和度的关键是:

(1) 单井射孔层的压力剖面和目前实际相符合。

(2) 单井射孔层传导系数和目前实际相符合。

(3) 单井射孔层各层的含油饱和度和目前实际相符合。

(4) 相渗曲线选择准确符合该井目前的渗流规律。其中, 第一、二条保证该井拟合的产液剖面和实际相符合, 第三、四条保证油、水渗流规律和实际相符合 (即保证单井产油量和实际相符合) 。

2 影响因素及对策分析

油田实际生产所获得的监测数据是以井为中心的一些数据点, 而数值模拟的作用就是根据这些点监测数据的时空联系, 推测地下不可直接监测区域的参数, 比如含油饱和度分布状况、压力分布状况、水驱油方向等。

2.1 单井射孔层的压力剖面和目前实际相符合

由于目前测压技术的限制, 并不能提供一口井各个射孔层的压力剖面, 因此即使数值模拟井的压力拟合剖面能够输出, 也没有实际测压资料可参考, 但是我们知道:某井某层压力点是该层压力场的一部分。压力场受该层渗透率场的影响。压力场受井周围其他井在该层注入、产出状况的影响。压力场具有时间上的继承性, 并影响周围之前、目前和之后的产出、注入状况。

因此对于压力场的分析, 可以从以下几个方面:将分析压力点转化为分析压力场。将分析单井的拟合情况转化为分析井区的拟合, 通过对比找出原因。可用某一时刻产液、产油、注水剖面间接标定单井某层的压力拟合情况。

2.2 单井射孔层传导系数和目前实际相符合

对于正交网格, 数值模拟中井和射孔网格块之间的传导系数, 以及网格块之间传导系数都可简化分析为沉积相带图。

2.3 含油饱和度场的和目前实际相符合

含油饱和度是该井某层周围饱和度场的一部分, 同样具有时间上的继承性, 它的影响因素为:周围井区的注采关系。储量。压力场的分布影响未来含油饱和度场的分布。对于饱和度场的分析, 我们可以:参考测井解释或取芯资料。参照产液、产油、吸水剖面资料判断。周围井的拟合状况。由以上分析可知:井区拟合好是压力场、含油饱和度场拟合好的必要非充分条件, 要想得到准确的含油饱和度场, 充分预测剩余油的分布情况, 井区拟合情况必然较好。如果井拟合不好, 则用“井区拟合+含油饱和度场+压力场+沉积相带图”的方法进行对比, 逐一排查原因, 并修改静态模型或动态注 (产) 状况, 直至井区拟合较好。

3 单井拟合分析方法思路举例

甲井网的历史拟合很好的应用了这种分析拟合方法。由于该区块开采层数多, 数据量大, 将开采甲井网单独历史拟合, 但仍有少量油层组合采井, 这就涉及到产、注量的劈分问题。由于吸水剖面和产液、产油剖面不全, 初步设想在尽可能多的参考产液、产油和吸水剖面, 其余的按照地层系数劈分。A井拟合出现问题, 进行初步原因分析, 发现1992年4月份, 由于a、b、c和d层拟合压力较高, 按照公式1计算的该井流压Pj较高, 其余层产液量甚至出现负值, 而上述4个沉积单元产液量较高。将压力场、含油饱和度场、井区拟合、沉积相带图进行对比, 发现, 压力场出现明显异常, 原因为在上述四个沉积单元和该井相连通的B井注入量过高, 并由此可知C井由于相同的原因也拟合不好。即按照地层系数劈分的水量过大, 且此时没有产液剖面可参考。因此逐步减少注入水量, 直至A井拟合情况好转, 再次分析压力场、含油饱和度场和周围其他井的拟合情况, 均未出现明显异常。

4 结论

(1) 该分析方法较科学的综合考虑了影响单井拟合的多种因素, 进行逐一排查, 丰富了单井拟合的思路。指出了单井拟合和剩余油分布规律之间的关系, 提高了数值模拟对剩余油的预测精度。

(2) 实例运用该分析方法分析出了注水井在某一层段的合理注水量, 事实上灵活运用这种分析方法还可分析出表外测井未解释区域人为所赋渗透率值是否合理、沉积相带图是否合理、断层在某层的断裂位置是否合理等, 因此该分析方法还需进一步完善。

参考文献

水驱油藏采油量的预测 篇5

注水和天然水驱是把原油驱向采油井和保持油藏压力非常有效的机理。因为孔隙介质中的多相流动特性, 通常导致采油井水油比上升。在油田开采期限的几个阶段内设计和实施水驱项目, 预测采油量和产水量是极其重要的。

油田历史数据显示, 通过连续增加注水量几乎能够使采油量相当长时间地保持稳定。例如, 由于高流度追踪水驱替低流度油, 所以为了保持采油井和注水井的井底压力稳定, 重油油田的采液量增加是必然的。加密钻井也有助于增加注水量, 因为提高了油田压力梯度, 因此也增加了总采液量。在这两种情况下, 提高了泄油速度。当毛细管效应和重力效应小时, 提高泄油速度不会影响最终采收率。在这种情况下, 增加注水量加速了采油。

一旦限制采出水量导致采油量下降, 在此使用外推含油率的简单方法来预测处理采出水所需的地面设备的能力。在采用注水或水驱机理开采的油田中, 一次采油阶段后出现水突破, 在一次采油阶段采出一定百分率的原始石油地质储量。在该阶段后, 水油比连续上升, 含油率连续下降。

Arps介绍了描述含油率随时间递减的双曲方程, 该方程在水驱油藏应用时受到了限制, 因为在水驱油藏中, 钻加密井能够增加采油量。但是, 甚至在这种情况下, 含油率通常也要递减。

2 含油率递减

用几何方程可以表示一次采油阶段后含油率递减与采收率的函数关系:

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式中采收率是累积采油量和原始石油地质储量的比, R=Np/N;含油率是地面采油量和地面采液量的比, fos=qo/ (qo+qw) ;模型参数α、β和Ri是系统 (即井、油藏或油田) 的特征, 参数Ri为一次采油采收率, α是体积递减系数, β是体积递减指数倒数。由于这类递减依赖于采收率, 所以把这类递减叫做体积递减, 以便和Arps描述的产量-时间递减区别开。参数α、β和Ri是无因次的。

β<0时, 方程 (1) 变成了椭圆方程。虽然在方程 (1) 中能够用递减指数倒数的正值, 但是这些值导致最终采收率大于1, 因此, 在此将不考虑这些值。这里考虑的递减指数倒数的范围为-1≤β≤0。

用递减指数倒数的特殊值定义由方程 (1) 给出的体积椭圆递减的特殊情况如下。

使方程 (1) 中的β=0, 得到了体积指数递减, 采用函数极限后, 方程 (1) 变成:

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使方程 (1) 中的β=-1, 得到了体积线性递减的表达式:

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在原始石油地质储量未知的情况下, 根据累积采油量可以把方程 (1) 表示如下:

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式中αN=α/N。

水驱项目中的一个重要设计参数是达到既定最终采收率时的注入水量。通过以下方程建立了注水量与采油量的关系:

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因为根据其各自的累积采收率可以用方程表示采油量和注水量 (即qw=dWp/dt和qo=dNp/dt) , 并且因为含油率是累积采收率的函数, 那么对方程 (5) 进行时间积分, 结果是:

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用方程 (1) 给出的fos表达式进一步积分方程 (6) 得到:

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体积指数递减 (β=0) 的对应方程为:

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体积线性递减 (β=-1) 的相关方程为:

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方程的计算结果明显表明, 累积产水量随着采收率的增加而增加。因此, 已知最终采收率, 能够计算出达到油藏经济极限将采出的总水量。根据最大水油比可得到最终采收率, 水油比最大时能够经济地开采油藏。

水驱设计中的另一个重要参数是达到要求的最终采收率时必须注入的水量。在出现活跃含水层的情况下, 应该计算出水侵量以便计算注入的水量。如果在油田中没有游离气或气顶, 物质平衡给出:

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式中, 总压缩系数ct=co (1-Sw) +cwSw+cr;Bo为地层体积系数;Bw为水的地层体积系数。

因此, 已知累积水侵量, 能够计算出直至油藏废弃时注入的水量:

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式中, Wp/N是根据方程 (7) 计算的。

如果开始实施水驱项目后, 给油藏加压到原始条件 (例如Δp = 0) , 那么注入油藏的水量是采收率的函数。根据方程 (7) 和 (11) 得到:

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3 储量估算

可以用上述递减模型估算储量。

通过以下关系式建立水油比与含油率的关系:

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已知油藏经济开采的水油比和体积递减模型参数, 应用以下方程之一计算最终采收率:

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最终采收率减去实际采收率, 然后乘上原始石油地质储量 (体积) 就得到了油田储量。

4 应用

可以用上述模型描述水驱油田动态。巴西重油油田 (X1油田) 中区的历史数据表明, 采油量几乎稳定了近40年, 注水量持续增长。更多的数据表明, 含水层一直活跃到20世纪80年代初, 当时通过注水给油田加压。应该注意, 含油率随着时间不断降低。

本文将分析X1油田中区的未来动态 (从2005年4月开始) 。直到2005年4月累积采出和注入体积为Np=30.4×106 m3, Wp=83.1×106 m3, Wi=94.9×106 m3, 用物质平衡方程计算的累积水侵量We=20×106 m3 (在油藏条件下) ;采收率R=0.206, 注水量qinj=2×104 m3/d;其他数据N=147×106 m3, Swi=0.25, Boi=1.035 m3/m3, Bw=1.0 m3/m3。该油田的开发特许权2025年12月到期, 这意味着开采时间还剩下20.75年。

含油率递减模型参数Ri=0.01, α=11.36, β=-0.005。

在给定废弃水油比的情况下, 通过把模型参数代入方程 (14) 计算了最终采收率。把WORf=35作为废弃值, 那么结果是, 最终采收率Rf=0.32。

注入油藏的总水量取决于采收率。Bw=1, 用方程 (12) 计算Wi+We, R=0.206时Wi+We=116×106 m3, R=0.32时Wi+We=450×106 m3。假定将保持矿场开采条件 (含水层将是不活跃的) , 那么前面计算的体积差给出了达到最终采收率的注入水量, 即ΔWi=450×106-116×106=334×106 m3。而且, 如果假定注水量保持稳定在2×104 m3/d, 那么用注水量除以这个值, 可求出达到最终采收率所需的开采时间, 为46年。显然, 在特许权结束时, 该油田仍然有利可图。因此, 这一老油田是水驱扩大项目的当然候选对象。假定, 2005年4月立即把注水量增加到达到特权结束时所需的值ROW=35, 通过用开采剩下的时段 (20.75年) 除剩余的注入体积 (334×106 m3) 能够得到这一注水量为, qinj=4.4×104 m3/d。

用方程 (13) 中的R=0.206计算了水油比和含油率, 分别为WOR=8.9, fos=0.101 3。因为该油藏压缩系数非常低, 很快将见到增加注水量的效果, 根据WOR和新注水量能够求出新的油流量, qo=4 450 m3/d。实际上, 不可能立即增加注水量, 因为需要扩建地面设施, 钻新井, 进行井的转换, 铺设采油和注水新管线等。

必须强调一点:达到给定最终采收率所注入的总水量不取决于注水速率。因此, 对于按比例增加的注水速率来说, 最终注水量应该高于一次性增加计算的注水量。推迟实施水驱扩大项目的时间越长, 那么必须注入的水量越多, 并且地面设备将处理的产水量也越多。

5 讨论

尽管上述方法适合于预测水驱油藏的采油量, 但当得到的结果实际上不可能实现时, 不排除采用工程评价方法。

观测到, 非均质高黏油藏动态变化遵循体积指数递减模型。还注意到, 特均质油藏动态变化往往遵循体积线性递减模型, 得到高的最终采收率。

检验方程 (1) , 观察到αβ (R-Ri) 被限制在-1和0之间, 因此得出结论, 采收率越高, 乘积αβ的模必须越小。对于β的给定值来说, 递减系数α越大, 那么最终采收率将越低。

递减方程符合该油藏的开采条件。这些条件的变化导致了递减趋势的变化。例如, 有边部水体的油藏中区注水井网投注晚可能改变递减类型。而且, 在低油价时期经营者往往减少修井作业, 导致水油比不成比例的增高以及递减趋势的变化。当油价再次上涨时, 修井频率增加, 递减回到了其以前的趋势。

必须记住, 油田开采期越长, 采油量预测越准确。

6 实例

下面介绍巴西几个油田的含油率递减实例。

X1、X2和X3矿场数据表明, X2和X3油田也含有高黏原油, 并且原油产自与X1油田相同的地层。注意, 所有这些油田都具有相同的递减趋势。总最小二乘方优化表明, 体积指数递减能够反映出3个油田泄油的地层特征。

Y1和Y2两个海上油田位于同一个沉积盆地内, 这两个油田都在注海水并且从高渗透、非常洁净的浊积岩中采油。体积线性递减拟合上了这两个油田的数据。虽然这两个油田的规模非常不同, 但是它们的递减率几乎相同并且最终采收率都非常高。

Z1、Z2和Z3油田的开采程度不同。注意, 体积椭圆递减拟合上了所有这3个油田的数据。这3个油田的原油采自不同的3个沉积盆地。Z1和Z2油田在注水, Z3油田在进行天然水驱。

当调整开采条件时, 有几种递减趋势变化的情况。蒸汽驱改善了递减趋势, 得到了较高的最终采收率。

与含水率 (定义为fws=1-fos) 有关的重要观测是, 采收率与该油田的平均含水饱和度成正比。因此, fws与R的关系曲线包括了微观驱替效应、重力效应和水驱的体积效率。

7 产量-时间递减

应用上述方法可推导油流量随时间递减的方程。注意, 可以把采收率表示为累积采油量的函数, 即

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然后把它代入方程 (1) , 得到:

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方程 (18) 的两边对时间求导, 分离变量并且进行积分, 得到:

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式中, Fp是总累积采液量, 即Fp=Np+Wp;下标i指的是t=0时的条件。那么, 在总累积采液量稳定 (即Fp=Fpi+qtt) 期间, 方程 (19) 可表示为:

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重写成:

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方程 (21) 是一般Arps递减方程, 在该方程中, 通过以下方程建立了递减指数倒数b与体积递减指数倒数的关系:

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原始产量-时间递减系数相当于:

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回顾一下, 在此Arps产量-时间递减方程是作为体积递减方程的一种特殊情况得到的, 在这种情况下, 总采液流量保持稳定。表1示出了用于稳定总采液流量的体积和时间递减方程。从方程 (23) 中看出, Arps递减率与该油藏的泄油速度qt/N成正比。

应用这些方程的一个实例是X1油田水驱扩大项目的产量预测。前面求出了X1油田的体积递减参数, α=11.36, β=-0.005。考虑到在2005年4月计算的X1油田含油率为fosi=0.101 3, 如果能够立即把注水量增加到4.4×104 m3/d, 那么根据方程 (22) 和 (23) 计算的产量-时间递减参数可能为:

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并且

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因为, qo=fosqt和qoi=fosiqt, 那么以下方程给出了注水量逐步增加后的产量-时间递减方程:

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可以把此方法应用于按比例增加注水量的情况。例如, 如果决定在5年期间 (从2005年4月开始) 每年增加注水量5 000 m3/d, 那么第五年的注水量将为4.5×104 m3/d, 第五年结束时, 离开采特许权结束时仅有15.75年。这5年期间的注水量将为:

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由于从水驱扩大项目开始实施 (2005年4月) 就已知, 达到最终35的WOR必须注水334×106 m3, 因此, 在该油田水驱扩大项目的最后15.75年期间必须注水334×106-64×106=270×106 (m3) 。如果要在特许权剩余年期间稳定注入这一水量, 注水量必须为4.7×104 (m3/d) , 这一注水量高于从2005年4月开始立即增加注水量所需的4.4×104 (m3/d) 。

8 标准曲线

当用数值方法最佳拟合模型曲线 (通过一组数据点) 时, 通常需要对模型参数进行初始推测。实现这种推测的实用方法是用标准曲线拟合法。用相同大小的标准曲线在透明双对数纸上绘制Z3油田的开发数据。

水平移动透明纸, 一直到矿场数据拟合上一条标准曲线。一旦拟合上了, 直接从与矿场数据拟合的标准曲线上读出β值, 对于这种情况来说, β=-0.6。通过读出矿场数据中的x值及其在标准曲线中对应的x值, 得到了α值。在本文介绍的情况中, 对于矿场数据表中的R-Ri=1来说, 读出了标准曲线中的α (R-Ri) =2.5的值, 得到了α=2.5。这些值与通过最小二乘方算法把递减曲线与矿场数据拟合计算的值吻合得非常好, 这些值是α=2.55, β=-0.64。

9 结论

推导出的方程可以预测采用注水或天然水驱或两者结合驱油方式的油藏动态, 还可以用该方程估算这类油藏的原油储量。

油藏最终采收率与其累积产水量有直接关系。采出水量越高, 油藏废弃时的WOR越大, 并且最终采收率越高。因此, 为了获得高采收率, 水驱油田的地面设备必须做好处理大量采出水的准备。

均质和高渗透油藏 (容易出现驱替水重力分离) 的最终采收率很高, 并且其动态变化往往遵循体积线性递减模型。相反, 非均质或高黏油藏的采收率较低, 其体积递减模型接近指数型。体积递减方程的参数和Arps的产量-时间递减方程的参数之间有直接关系。油田泄油速度越快, 其产量-时间递减系数越大。如果在特许权时间受到限制的情况下开发油田, 推迟实施水驱项目可能需要注更多的水才能达到其经济极限。

摘要：描述了一个3参数模型, 该模型建立了水驱油藏或油田含油率递减与分流量采收率的关系。模型推导出预测水驱油藏采油量和产水量的方程, 也可以用这些方程设计油田开采期限内任何阶段的水驱扩大项目。可以用这些模型方程估算老油田任何阶段的原油储量。用最小二乘方算法, 通过模型方程与油田历史数据的拟合, 得到了模型参数。用标准曲线法得到了数学算法所需的模型参数的最初猜测。推导出用于总液体流量稳定情况的含油率递减模型和典型的产量-时间递减之间的关系式。介绍了巴西几个油田含油率递减的实例, 并且用递减模型确定了这些油田的最终采收率。最终采收率与油田开采期限内的产水量成正比, 这与油田废弃条件下的水油比有关。当油田开采条件改变时, 含油率递减趋势也改变。

水驱采油井见聚探讨 篇6

在油田开采过程中, 聚合物驱油技术的应用, 大大增加了油田的采收率[1], 然而随着聚合物在地层的扩散, 势必造成周边水驱油井聚合物受效, 使水驱油井出现自己独有的特征[2]。本篇论文阐述了水驱聚合物受效的原因, 分析了聚合物受效油井的特点, 提出了聚合物受效油井的治理对策及管理办法。

2 目前见聚状况

目前该采油队机采井开井74口, 从2008年12月落实见聚情况看, 见聚井达到64口, 占总井数的86.5%, 与去年同期对比见聚井数上升了15口, 见聚比例上升22.9个百分点。

3 水驱井见聚几点原因

3.1 封堵井失效见聚。

2005年聚区注聚前, 该采油队共封堵水驱采油井10口, 从目前生产情况看, 这部分井封堵层段已全部或部分失效。

如井J1于2005年5月15日封堵, 目前见聚浓度与P1井相当, 且含水回升较快, 周围3口油井出现严重供液不足现象, 特别是百吨高产井P1井, 日产液下降, 日产油下降, 综合含水上升, 目前沉没度只有27m, 分析该井为封堵失效井。

3.2 未封堵基础老井见聚。

聚区投产前考虑兼顾聚区的注采系统, 将部分断层边部的基础井和高效井未进行封堵, 该类井共有3口井, 其中J2井见聚最为明显, 目前见聚浓度达到335.7mg/L。

3.3 水驱采油井窜槽见聚。

如J3井, 日产液由93t上升到目前的103t, 说明供液能力较强。该井周边同井网油井采液量、沉没度、地层压力均无变化。而本井的总压差逐年上升, 由-1.81MPa上升到0.67MPa, 日产液增加12.2t日产油增加5.7t, 含水下降18.0个百分点。而聚区注入井P2井的主力油层段胶结质量较好, 说明J3井见聚是本井窜槽造成的。

3.4 聚区注入井窜槽导致见聚。

如J4井于2007年发现见聚, 目前见聚浓度已从46.57mg/L上升到85.21mg/L, 而本井产量变化不明显, 从聚区注入井P3井声幅变密度测井曲线上看, 主力油层段的胶结质量较差, 导致与之相距较近的J4井见聚。

3.5 聚驱目的试验井见聚。

近两年, 为改善聚驱开发效果, 通过将水驱采油井补孔、侧斜来完善聚驱平面上的注采关系, 此类井共有3口, 平均见聚浓度达到237.0mg/L, 这类井肩负着水驱、聚驱采出井的双重作用。

4 水驱油井聚合物受效后特点

4.1 影响采油队油井产量, 使部分井杆管所受载荷变大, 影响杆管寿命。

统计见聚井中10口抽油机井, 在同一检泵周期内抽汲参数和生产状况不变的情况下, 随着见聚浓度的逐渐上升, 悬点交变载荷明显增加, 平均交变载荷增加了18.13k N。

通过表1可以看出, 随着抽油机井见聚浓度升高, 抽油机载荷发生变化, 很容易造成油井频繁作业。

4.2 聚合物进入回油管线, 影响液体的流动速度, 使管线回压升高。

目前管线回压特别高的井有15口, 占采油队油井开井总数的21%。对于这部分回压高的井, 发现回压升高, 则先利用单井直通冲洗管线, 同时必要的辅以高压热洗, 避免由于回压高造成不能掺水或者倒灌。如J11井, 该井日产液量为110t/d, 含水为92%, 见聚浓度为85mg/L, 该井回压达1.6MPa, 掺水量特别小, 平均每月至少2罐高压热洗洗井, 分析原因为该井距离计量间较远, 回油管线结蜡较重, 造成管线内径较小, 回油流动速度较慢, 使该井回压较高。

4.3 该采油队取样见聚浓度为82mg/L, 三合一沉降水见聚浓度为80mg/L, 聚合物具有腐蚀性, 比较明显的是井口盘根腐蚀快, 光

杆易黑出现凹槽。

4.4 水驱见聚后热洗难度大, 热洗温度高, 热洗时间长。

2007年该采油队平均热洗周期45天, 2008年缩短调整为30天, 如J10井, 见聚浓度为335.72mg/L, 需要洗井2个小时, 温度才能反馈回计量间。因此对于这样的井在一定时间内必需高压热洗, 才能保证不堵井。

4.5 聚合物易结蜡, 容易造成泵的故障。

如J12井, 该井2007年11月份投产, 投产初期日产液为59t/d, 日产油为11t/d, 含水为81.4%, 2008年1月份该井检泵, 发现下凡尔球被聚合物堵死经刺洗合格后原泵下回, 目前该井见聚浓度为98mg/L, 并且经常出现凡尔球故障。

5 水驱见聚后治理对策

5.1 对未影响聚区开发效果的封堵失效井, 且目前开发效果较好的, 继续生产, 但要密切跟踪产量变化。

对影响聚区开发效果的要坚决重新进行封堵。

5.2 对目前开发效果较好, 但供液能力不足的封堵失效井, 在不

影响聚区开发效果的前提下, 适当提高聚区注入量, 发挥该采出井作用。

5.3 抓住聚区见效的有利时机, 摸清见聚井区剩余油分布状况, 及时采取调参、换泵、压裂等增产措施, 挖掘剩余油潜力。

5.4 水驱见聚油井缩短热洗周期。

针对单井见聚情况、产液量、不同含水级别、沉没度、功图、防蜡措施、近年检泵情况及检泵周期进行了综合分析。在分析基础上进行调整。

5.5 对于见聚油井, 要更换耐腐蚀的光杆如:AOC光杆;要每天测回压, 避免管线回压过高, 影响油井正常生产。

水驱见聚后, 油井生产出现许多问题, 但同时也给我们提供提高油井采收率提供机会, 我们应该根据具体区块的实际情况, 采取合适的管理办法, 提高水驱见聚油井的原油的采收率, 圆满完成原油生产任务。

摘要：本文以某采油队水驱聚合物受效为实例, 综合分析了水驱油井聚合物受效产生的原因, 及受效油井的特点, 提出了水驱井聚合物受效后的治理对策。

关键词：水驱油井,见聚,聚合物受效,聚合物驱油

参考文献

[1]黄文庆著.聚驱采出工艺技术研究及应用[J].聚合物采油工程.

水驱特征曲线的适应性研究 篇7

1 四种常用的水驱曲线适应性研究

1.1 累积产油量随含水率变化规律

油田的极限含水率大小通常要受到诸多因素的影响, 如储层类型、开发方式、驱动能量、地面环境、动力设备、工艺水平等。当然, 这里所谓的极限含水率是指技术极限含水率。当给定一个极限含水率值, 进行可采储量预测时, 选择不同的水驱曲线得到的数值也不尽相同, 甚至相差甚远。王树华等[5]研究认为, 标定年度及阶段可采储量所用方法要有继承性和延续性, 若无特殊原因, 原则上应该继续采用上一次预测所采用的方法, 以便于对比分析。由于每一种水驱特征曲线的计算结果不同, 应选取与生产动态比较吻合的结果作为标定值, 不能把所有计算方法结果的平均值作为标定值, 这样做没有任何物理意义;这意味着如果要求准确预测油田可采储量首先必须选择合适的水驱特征曲线。

含水率是地层流体性质、储层物性, 驱动类型等一些列因素的综合影响, 如果能够建立含水率与累积产油量之间的关系, 即可依据该曲线对水驱曲线进行筛选。根据水驱特征曲线可以推导出对应的累积产油量随含水率的变化关系, 分别运用甲、乙、丙、丁四种水驱曲线对实际生产数据进行线性拟合, 将所得的系数代入累积产油量与含水率的关系式中[6], 即可得到每一种水驱曲线对应的理论累积产油量随含水率的变化关系曲线, 将这些理论关系曲线与实际生产中的累产油随含水率变化情况绘制在同一坐标系中, 吻合最好的所对应的水驱曲线即为所求。

1.2 含水上升规律的理论推导

含水上升曲线可以由无因次水驱特征曲线推导得来, 推导得到的含水上升曲线表达式中的各系数与原来的无因次水驱特征曲线系数保持一致。下面给出具体的推导过程, 以丙型水驱特征曲线为例。丙型水驱曲线表达式

在油田生产开发过程中, 相当长的一段时间内, 可以认为可采储量是一个恒定值, 记为NPm, 对式 (1) 进行等式变换

这里, A3=a3B3=b3NPm, 为无因次系数。

方程两边同时对时间t求导并整理得到

因为

(其中, fO为含油率, fW为含水率) 代入式 (3) 。

同理, 可以得到甲、乙、丁三种水驱曲线对应的无因次表达式依次为

其中, Ai、Bi (i=1, 2, 3, 4) 为与水驱特征曲线有关的系数 (无因次) 。

从表达式的形式来看, 无因次化得到的fW~R关系式与俞启泰先生通过给定边界条件后计算得到的结果[7,8]在形式上完全一致。因此, 利用可采储量作为参考标准对四种水驱曲线进行无因次化是合理的。

如果无因次水驱特征曲线系数发生变化, 则相应的含水上升曲线也随之变化;所以, 对于某一类型的无因次水驱曲线, 存在多条含水上升曲线与之对应。导致无因次水驱特征曲线系数发生变化的根本原因是油田的增产措施及井网调整等因素, 而与具体油藏对应的水驱曲线的类型是唯一的, 因此在描述该油藏的水驱规律时, 应该采用某一种水驱特征曲线的一个系列, 而不是该系列中的某一条具体曲线。

对于具体的油田或区块, 其含水上升规律是唯一的, 因此, 水驱特征曲线对应的理论含水上升规律曲线与实际生产曲线的吻合程度也可以作为判别水驱特征曲线对于油藏适应性的依据。然而, 由于无因次化需要用到可采储量这一生产指标, 而这一指标通常都是由水驱特征曲线预测得来, 因此可以将含水上升规律作为后评价依据, 检验所选择的水驱曲线是否适用于该油藏。

2 实例分析

2.1 根据累产油与含水率关系选择水驱曲线

以WY区块为例, 依次绘制出了甲、乙、丙、丁四种水驱特征曲线, 并进行线性回归, 得到ai、bi的值;将各参数的值代入累积产油量与含水率的关系式中, 在同一坐标系中绘制出相应的曲线;同时将实际生产的累积产油量与含水率变化规律也绘制在同一坐标系中, 具体水驱特征系数见表1。

由图1可知, 丙型水驱特征曲线对应的累积产油量与含水率的变化规律与实际生产数据吻合最好, 因此, 使用丙型水驱特征曲线来描述该油藏的水驱规律是最合适的。

2.2 可采储量预测

下面应用水驱曲线法对WY油藏的可采储量进行计算。根据前面对WY区块的水驱曲线筛选结果, 这里选择丙型水驱曲线来预测其水驱可采储量。

WY油藏于1983年发现, 该区油层顶部埋深1 005~1 060 m, 油层平均厚度12.0 m平均孔隙度13.7%, 平均渗透率2.29×10-3μm2, 原始地层压力9.1 MPa, 压力系数0.7~0.8, 属低渗、低压、低产油藏。目前含油面积161.27 km2, 地质储量10 816.78×104t。

丙型水驱曲线表达式:

可采储量:

式 (7) 中, fWL为极限含水率;NPm为水驱可采储量。

根据黄小亮等[9]提出的确定极限含水率的方法, 通过对相渗曲线的归一化处理, 利用拟线性渗流理论建立采油指数与含水率的关系;再通过油藏生产实际确定的单井经济极限采油量和极限生产压差求出极限采油指数, 从而可以计算出极限含水率。AS油田的WY区块合理地层压力为11.52MPa, 最小井底流压为4.1 MPa, 地层平均渗透率2.29×10-3μm2, 地层原油黏度1.91 m Pa·s, 比重0.84, 地层原油体积系数为1.214, 地层水的体积系数为1, 目前根据对所有投产井的统计数据分析采油指数为0.58, 含水率为0.51。根据实验得到归一化的相渗数据, 利用相渗数据与含水率的关系曲线可以确定在此含水率下的油、水相对渗透率分别为0.49, 0.51, 采液指数为1.184 t/ (d·MPa-1) , 无水采液指数为1.07 t/ (d·MPa-1) ;当前油藏的经济极限产油量为0.8 t/d, 油藏工程确定的极限生产压差为7.42 MPa, 从而得到极限采油指数为0.108 t/ (d·MPa-1) 。

根据采油指数与含水率的关系曲线得到此采油指数对应的含水率为91.56%, 即为该油藏经济极限含水率。按照WY油藏当前的开发模式外推, 由公式 (7) 计算出该油藏的水驱可采储量为:2 234.48×104t。

2.3 水驱特征曲线适应性的后评价

水驱可采储量为NPm, 对各变量进行无量纲化:

得到无因次水驱曲线:

依据上述要求将实际生产数据进行无量纲化, 将拟合得到的A1、A2、A3、A4、B1、B2、B3、B4依次代入前面推导得出的fW~R曲线表达式中, 即可得到对应含水上升规律, 如图2。

以上 (图2) 为四种水驱特征曲线的综合含水与可采储量的关系曲线。从图中曲线的形态可以看出, 乙型和丙型曲线为凸型, 甲型曲线为S型, 丁型曲线为凹型。联系水驱油机理分析:通常考虑原油粘度较高, 水驱油的非活塞性强, 储层非均质性大, 注入水易沿高渗透带突进, 储层润湿性等因素, 使开发初期含水上升较快, 多数原油要在高含水期大量水洗时采出, 形成凸型曲线;凹型曲线正好相反, 多为稀油、高渗透较均质的亲水储层;S曲线位于其间[10]。这些曲线反映了不同类型油藏的特征, 说明了不同的方法所反映和代表的油藏性质是不同的。

AS油田WY区地质状况为:储层属河湖三角洲沉积, 成岩后生作用强, 以次生孔隙为主, 属小孔喉高密度分布的致密酸性砂岩, 平均孔喉半径0.45μm, 中值半径0.25μm, 同时伴有少量微细隐蔽裂缝, 岩心空气渗透率平均为2.29×10-3μm2, 属于特低渗透岩性油藏, 物性差, 自然能量弱, 应该使用凸型曲线进行预测;而且丙型曲线对应的含水上升规律与实际吻合最好, 因此, 选择丙型水驱曲线描述WY油藏的水驱规律是合理的, 这一结论与前面根据累积产油量与含水率的关系所选择结果完全一致, 两种选择方法能够相互印证。

3 结论

(1) 通过比较甲、乙、丙、丁四种水驱曲线对应的NP~fW关系曲线与实际生产数据的吻合情况, 认为丙型驱曲线对于WY区块低渗透油藏的适应性最好;根据含水上升情况进行后评价也得到了一致的结论, 两种评价方法相互印证。运用丙型曲线对WY区块的可采储量进行了预测, 按照当前的地质条件和开发条件进行水驱开发, 该区块的水驱可采储量约为2 234.48×104t。

(2) 并非所有的水驱曲线都能应用于同一油田或区块, 应该根据现场已经取得的生产资料来评价各类水驱特征曲线的适应性。以求准确掌握油田的水驱特征, 预测油藏的水驱可采储量和采收率, 为油田下一步开发方案的制定和部署提供理论指导。

(3) 推导得到的无因次水驱特征曲线对于油田水驱规律的研究具有重要意义。有研究者认为只有广义水驱曲线才会对应多条fW~R曲线, 这里的无因次丙型水驱曲线并非所谓的广义水驱曲线, 但是同样能够对应多条fW~R关系曲线。在推导含水上升规律曲线时, 俞启泰先生用求解方程组的方法得到ai、bi存在着一定的局限性。因为不同的油藏对应的技术极限含水率是不同的, 如果用一个统一的极限含水率值来计算ai、bi必然带来误差。无因次的Ai、Bi是根据具体油藏的实际生产资料拟合得到的, 相对于理论求解在处理上更合理, 所得到的数值能够更加真实的反映实际含水变化, 对于现场研究含水上升规律具有重要的借鉴和指导意义。

参考文献

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[4] 俞启泰.广义水驱特征曲线计算年度可采储量的方法.大庆石油地质与开发, 2000;19 (2) :18—20

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[9] 黄小亮, 唐海, 王中伍, 等.油藏极限含水率确定新方法.新疆石油地质, 2008;29 (5) :629—630