定量化注采调整方法在七棵树油田的应用

第２１卷第３期㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀重庆科技学院学报(自然科学版)２０１９年６月

定量化注采调整方法在七棵树油田的应用

陈晓微

(中国石化东北油气分公司勘探开发研究院ꎬ长春１３００６２)

收稿日期:２０１９－０１－１７

基金项目:中石化油田部开发先导项目 七棵树油田水平井ＣＯ２吞吐提高采收率先导试验 (ＹＴＢ２０１４０１６)作者简介:陈晓微(１９８７ )ꎬ女ꎬ油藏工程副主任师ꎬ研究方向为油藏工程ꎮ

摘㊀要:介绍定量化注采调整方法及其在七棵树油田的应用ꎮ七棵树油田于２０１５年下半年进行了定量化调整试验ꎮ利用定量化计算结果ꎬ结合油藏数值模拟ꎬ对ＳＷ１０区块主要控制油井井间干扰ꎬ调整驱替压力ꎻ对ＳＷ８区块主要优化油水井井间流线ꎬ实现油藏均衡水驱ꎮ试验取得了较好的效果ꎬ油田产油量由６２ｔ∕ｄ上升到了７４ｔ∕ｄꎮ关键词:七棵树油田ꎻ注水开采ꎻ定量化调整ꎻ生产压差ꎻ基准流线中图分类号:ＴＥ３４８

文献标识码:Ａ

文章编号:１６７３－１９８０(２０１９)０３－００４３－０３

㊀㊀七棵树油田于２０１０年正式投入开发ꎬ后来随着注水开发的深入进行ꎬ注水开发的 三大矛盾 (层间矛盾㊁层内矛盾㊁平面矛盾)日益突出ꎬ稳产难度大ꎬ产量递减快ꎮ２０１５年下半年ꎬ七棵树油田在开发调整中选择实施定量化调整方法ꎬ取得了良好的调整效果ꎮ实践证明ꎬ定量化调整方法是一种经济有效的注采调整方法ꎮ

１㊀关于定量化调整方法

定量化调整方法是通过改变生产参数ꎬ定量调整水井的日注水量和油井的日产油量ꎬ从而实现油藏均衡水驱的一种调整方法ꎮ与调流线方法相比ꎬ定量化调整要明确提出调水调液的趋势是调大还是调小ꎬ计算具体的调整水量和液量ꎬ根据生产压差精确调整水量和液量ꎮ实行定量化调整的具体做法一般是:先通过注采分析ꎬ选取合理的基准流线[１]方向ꎻ然后利用其他各流线方向与基准流线方向间的地质及油藏参数ꎬ计算求出各流线方向与基准流线方向间的合理注采压差比值ꎻ再根据实际生产参数ꎬ计算基准流线方向及其他各流线方向的实际生产压差ꎻ最后对比实际压差和合理压差ꎬ计算调水调液的幅度ꎬ定量调整水井日注水量和油井日产油量ꎮ通过对水井的日注水量和油井的日产油量进行定量调整ꎬ优化流场和压力场ꎬ实现油藏高效调整ꎮ

１.１㊀基准流线方向的选择

一般选取注水见效明显㊁注采井距及物性适中

的受效方向作为基准流线方向ꎮ在七棵树油田的实践中ꎬ选取的是各方面都满足基准流线方向条件的油井ＳＷ８－５－４和水井ＳＷ８－８方向为基准流线方向ꎮ

１.２㊀合理注采压差比的计算

影响均衡水驱的因素ꎬ一方面是地质因素ꎬ主要包括地层倾角㊁孔隙度㊁渗透率ꎻ另外一方面是开发因素ꎬ主要包括注采井距和注采压差ꎮ根据达西定律[２]和均衡驱替原理[３]ꎬ推导出计算不同流线方向间的合理注采压差的公式ꎬ如式(１)ꎮ

ΔｐｙΔｐｘ＝ｃｏｓ２θｘｄ２ｙｋｘφｙ

ｃｏｓ２θｙｄ２ｘｋｙφｘ

(１)

式中:Δｐ为注采压差ꎬＭＰａꎻθ为地层倾角ꎻｄ为注采井距ꎬｍꎻｋ为渗透率ꎬ１０－３μｍ２ꎻφ为孔隙度ꎬ％ꎻ下标ｘ㊁ｙ表示不同的流线方向ꎬｘ代表基准流线方向ꎮ１.３㊀生产压差调整幅度计算

根据实际生产参数ꎬ计算出各流线方向间的实际生产压差ꎮ根据合理注采压差比值及基准流线方向的实际生产压差ꎬ确定非基准流线方向的合理生产压差ꎻ然后计算求出非基准流线方向的调压幅度ꎮ

Δｐｙ∕Δｐｘ＝Δｐｙ合理∕Δｐｘ实际(２)Δｐｙ调整＝Δｐｙ合理－Δｐｙ实际

(３)Δｐｘ合理＝Δｐｘ实际

(４)

式中:Δｐｘ合理为基准流线方向的合理注采压差ꎻΔｐｙ合理为非基准流线方向的合理注采压差ꎻΔｐｘ实际为基准流线方向的实际注采压差ꎻΔｐｙ实际为非基准流线方向实际注采压差ꎻΔｐｙ调整为非基准流线方向应

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调整压差ꎮ

１.４㊀调水调液量的计算

根据计算得出的压差调整值ꎬ计算非基准流线方向具体的调水和调液幅度ꎮ

Ｑｗ２＝Ｑｗ１＋Ｊｗ１ˑΔｐｙ调整(５)ＱＬ２＝ＱＬ１＋ＪＬ１ˑΔｐｙ调整

(６)

式中:Ｑｗ２为调整后注水量ꎬｍ３ꎻＱｗ１为调整前注水量ꎬｍ３ꎻＪｗ１为调整前吸水指数ꎬｍ３∕ＭＰａꎻＱＬ２为调整后产液量ꎬｍ３ꎻＱＬ１为调整前产液量ꎬｍ３ꎻＪＬ１为调整前产液指数ꎬｍ３∕ＭＰａꎮ

２㊀定量调整实践及效果

利用定量化计算结果ꎬ建立６种流线方向调控模式(见图１)ꎮ按照整体考虑㊁协同驱油的方式ꎬ以优化井层配产配注为核心ꎬ指导油藏开发动态调整ꎮ针对油藏动态调整ꎬ提出了几套不同的方案ꎬ然后通过油藏数值模拟ꎬ选择模拟效果最佳的方案实施

ꎮ

图１㊀调控模式

下面介绍几个有代表性的例子ꎮ

(１)水井间流线方向:均衡注采压差ꎬ调整驱替

压力ꎮ吸水剖面监测发现ꎬ七棵树油田ＳＷ１０－１０井和ＳＷ１０－１８井只有２号小层吸水ꎬ而ＳＷ１０－１

井的２号㊁３号小层均吸水ꎮ油井ＳＷ１０－１６位于水井ＳＷ１０－１和ＳＷ１０－１８所在连线上ꎬ油井ＳＷ１０－１２位于水井ＳＷ１０－１和ＳＷ１０－１０所在连线上(见图２)ꎮ长期以来ꎬ只要ＳＷ１０－１井和ＳＷ１０－１０井同时注水ꎬ油井ＳＷ１０－１２的２号小层就出现爆性水淹ꎻＳＷ１０－１井和ＳＷ１０－１８井同时注水ꎬ油井ＳＷ１０－１６的２号小层会出现爆性水淹ꎮ为了缓解这两口油井的水淹状况ꎬＳＷ１０－１井长期关井停注(图３)ꎮＳＷ１０－１井的长期关停ꎬ导致邻井ＳＷ１０Ｐ１(目的层为３号小层)产量大幅下降ꎮ

２０１５年７月ꎬ对ＳＷ１０－１井２号小层进行封堵后ꎬ恢复对３号小层注水ꎮＳＷ１０－１井２号小层停注ꎬ相当于减小了ＳＷ１０－１０井与ＳＷ１０－１２井㊁ＳＷ１０－１８井与ＳＷ１０－１６井这两条流线方向的实际生产压差ꎮ至２０１５年年底ꎬＳＷ１０－１２井和ＳＷ１０－１６井的产量和含水量均稳定ꎬ邻井ＳＷ１０Ｐ１的产量由６ｔ∕ｄ上升到１０ｔ∕ｄ左右ꎬ含水量呈下降

趋势

ꎮ

图２㊀２

号小层调整前的井位

图３㊀２号小层调整后的井位

(２)油水井间流线方向:优化注采压差ꎬ扩大水

驱波及ꎮＳＷ８井㊁ＳＷ８－４－２井及ＳＷ８－６－２井同时位于ＳＷ８－５－１井组及ＳＷ８－８井组的同一受效方向上ꎬ且油井生产层位及水井的注水层位都是

２号和３号小层ꎮ分析发现ꎬＳＷ８－５－１井和ＳＷ８－８井方向的注水ꎬ大多经过ＳＷ８井产出ꎬ没有起到驱油作用ꎮ通过定量化计算ꎬ将ＳＷ８井液量由１５ｔ∕ｄ降为８ｔ∕ｄꎬ同时尝试在ＳＷ８－６－２井及ＳＷ８－４－２井提液ꎮ至２０１５年底ꎬＳＷ８井含水量稍有下降ꎬ油量稳中有升ꎻＳＷ８－６－２井完成提液ꎬ

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