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多層合采復(fù)雜水淹層產(chǎn)能預(yù)測(cè)新方法
s油田是渤海東灣海域的大型拖地斜壩油油田。油田自1993年投產(chǎn),目前綜合含水已達(dá)70%,處于中高含水階段。為了定量分析儲(chǔ)層水驅(qū)動(dòng)用狀況,為油田后續(xù)的綜合調(diào)整研究提供實(shí)踐依據(jù),在A30井組設(shè)計(jì)4口先導(dǎo)試驗(yàn)調(diào)整井。A30井組位于斷層附近,受巖性、沉積微相、微構(gòu)造及斷層等因素控制,油水關(guān)系較為復(fù)雜。同時(shí)受周?chē)退⑺_(kāi)發(fā)影響,水淹機(jī)理及水洗狀況更加復(fù)雜,產(chǎn)能評(píng)價(jià)較為困難。根據(jù)A30井組中密閉取心井3井的取心資料,以實(shí)驗(yàn)研究和測(cè)井資料為基礎(chǔ),科學(xué)劃分小層水淹級(jí)別,分小層和水淹級(jí)別預(yù)測(cè)調(diào)整井的產(chǎn)能。本次研究中建立了一套新的調(diào)整井產(chǎn)能預(yù)測(cè)新方法,為有效射孔層位的選取、老井挖潛層位的確定及調(diào)整井產(chǎn)能評(píng)價(jià)等提供理論依據(jù)。1新井工廠建成預(yù)測(cè)1.1洪水等級(jí)分類(lèi)1.1.1水相對(duì)滲透率測(cè)定相滲曲線(xiàn)是研究?jī)?chǔ)層在注水開(kāi)發(fā)條件下的油水兩相流動(dòng)狀況,揭示不同含水飽和度下油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律。模擬地下油水關(guān)系,分別運(yùn)用穩(wěn)態(tài)法和非穩(wěn)態(tài)法進(jìn)行油水相對(duì)滲透率測(cè)定,根據(jù)物性等參數(shù)將試驗(yàn)所得相滲曲線(xiàn)分類(lèi)、歸一化處理,并通過(guò)數(shù)值模擬軟件利用實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行驗(yàn)證,最終確定了和本油田實(shí)際生產(chǎn)情況相吻合的油、水相對(duì)滲透率關(guān)系曲線(xiàn)(圖1)。同時(shí)以相滲曲線(xiàn)為基礎(chǔ),根據(jù)式(1)—式(3),繪制含水率與無(wú)因次采油采液曲線(xiàn)(圖2)。式中:Jw—無(wú)因次采液指數(shù);Jo—無(wú)因次采油指數(shù);Kro—油相相對(duì)滲透率;Krw—水相相對(duì)滲透率;μw—水相黏度;μo—油相黏度;fw—含水率。1.1.2激發(fā)油層內(nèi)的早期束縛水飽和度計(jì)算驅(qū)油效率首先需當(dāng)前和原始的含水飽和度數(shù)據(jù)。目前的含水飽和度利用調(diào)整井實(shí)測(cè)測(cè)井曲線(xiàn),根據(jù)巖心分析資料所確定的飽和度相關(guān)參數(shù),然后采用OIP巖石物理評(píng)價(jià)傳統(tǒng)方法對(duì)孔隙度、泥質(zhì)含量數(shù)據(jù)進(jìn)行標(biāo)定,最后用印尼公式計(jì)算得到目前含水飽和度。原始含水飽和度通常將油田開(kāi)發(fā)初期油基泥漿取心井或密閉取心井的束縛水飽和度與各項(xiàng)物性參數(shù)建立回歸關(guān)系式,建立原始束縛水飽和度計(jì)算模型,從而得到產(chǎn)層的原始束縛水飽和度。然而出于節(jié)約成本的考慮,海上油田開(kāi)發(fā)初期沒(méi)有進(jìn)行密閉取心,所以常規(guī)的束縛水飽和度求取方法無(wú)法實(shí)施??紤]到在原狀油層中,物性與含油性有一定規(guī)律,即孔隙度、泥質(zhì)含量與深電阻率之間有相關(guān)性,而孔隙度、泥質(zhì)含量可以合并成測(cè)井解釋有效孔隙度,所以,在周邊井建立測(cè)井解釋有效孔隙度與深電阻率的關(guān)系。統(tǒng)計(jì)結(jié)果證實(shí),本油田油層深測(cè)向電阻率與測(cè)井有效孔隙度的相關(guān)性很好(圖3),所以最終利用這一規(guī)律通過(guò)統(tǒng)計(jì)分析在油層段建立用物性反演原始電阻率的模型,從而得到原始束縛水飽和度。進(jìn)而由式(4)得到產(chǎn)層的驅(qū)油效率:式中:η—驅(qū)油效率,小數(shù);Sw—產(chǎn)層的目前含水飽和度;Swi—產(chǎn)層原始束縛水飽和度。1.1.3回采水偏井水淤層劃分根據(jù)取心井水淹層巖心分析結(jié)果,結(jié)合測(cè)井解釋成果及周邊井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài),同時(shí)參照中國(guó)石油天然氣總公司規(guī)定的水淹層劃分標(biāo)準(zhǔn)SY/T6718-2000,將產(chǎn)層劃分為4個(gè)不同水淹級(jí)別(見(jiàn)表1)。1.2預(yù)測(cè)生產(chǎn)能力的參數(shù)選擇1.2.1調(diào)整井全井段厚度參考測(cè)井解釋成果,根據(jù)各流動(dòng)單元水淹程度的差別,分小層統(tǒng)計(jì)調(diào)整井井點(diǎn)所鉆遇目的油層中不同水淹級(jí)別的厚度,此厚度之和即為該調(diào)整井全井段的有效厚度??紤]含水影響,通常強(qiáng)水淹層不射開(kāi):式中:hi為各小層不同水淹級(jí)別下的射開(kāi)厚度。1.2.2調(diào)整井區(qū)地飽壓差油井投產(chǎn)初期生產(chǎn)壓差過(guò)大會(huì)導(dǎo)致錐進(jìn)或指進(jìn),過(guò)早形成竄流。生產(chǎn)壓差過(guò)小又可能不足以驅(qū)動(dòng)啟動(dòng)壓力較大的中、低滲透帶油層,特別是當(dāng)儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)及存在低滲透帶和薄夾層時(shí),這種影響更明顯。從完井工藝和油藏飽和特征等方面綜合考慮調(diào)整井投產(chǎn)初期的合理生產(chǎn)壓差,分析認(rèn)為調(diào)整井區(qū)的開(kāi)發(fā)井均為防砂完井。實(shí)際生產(chǎn)情況表明,生產(chǎn)壓差為5.0MPa時(shí)油井生產(chǎn)正常,所以生產(chǎn)壓差可以滿(mǎn)足完井工藝的要求,而調(diào)整井區(qū)地飽壓差為2.8MPa。若地層壓力保持在飽和壓力附近,流壓在低于飽和壓力20%左右,近井地帶脫氣對(duì)采油指數(shù)影響不明顯。結(jié)合油井投產(chǎn)初期生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征及生產(chǎn)壓差測(cè)試的結(jié)果,確定調(diào)整井生產(chǎn)壓差為2.5MPa。1.2.3無(wú)因次開(kāi)采指數(shù)確定選擇調(diào)整井所在區(qū)塊或平臺(tái)評(píng)價(jià)井的試油資料及生產(chǎn)井系統(tǒng)試井的測(cè)試結(jié)果,分平臺(tái)確定調(diào)整井投產(chǎn)初期的比采油指數(shù)。因?yàn)橥懂a(chǎn)初期含水率為0,所以投產(chǎn)初期的米采油指數(shù)與初期的米采液指數(shù)相等。確定無(wú)因次采油采液指數(shù),其關(guān)鍵是根據(jù)劃分的小層水淹級(jí)別確定小層含水。參考周邊油井產(chǎn)液剖面及分層產(chǎn)能測(cè)試結(jié)果,最終取各個(gè)水淹級(jí)別的含水中值來(lái)代替該水淹層的含水值(見(jiàn)表1),從而根據(jù)含水與無(wú)因次采油采液曲線(xiàn)(圖2),即可確定對(duì)應(yīng)含水率下的無(wú)因次采油和采液指數(shù)。1.2.4層間干擾系數(shù)平均最大平均有4.3儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)層間干擾及注水開(kāi)發(fā)的波及系數(shù)影響甚大,而滲透率優(yōu)劣最能體現(xiàn)非均質(zhì)性的差異。根據(jù)測(cè)井解釋滲透率及巖心分析滲透率,求得生產(chǎn)井的變異系數(shù)及單層突進(jìn)系數(shù),變異系數(shù)為0.95~1.97(平均1.3左右),單層突進(jìn)系數(shù)為3~14(平均7.0左右),由此可見(jiàn)本油田非均質(zhì)性相當(dāng)強(qiáng)。同時(shí)生產(chǎn)井均為多層合采,層間壓力分布不均勻,滲透率層間差異大,高滲層流體滲流較快,含水高,易導(dǎo)致單層突進(jìn);而低滲層則易被屏蔽,剩余油富集,大段合采時(shí)必然會(huì)影響全井段的導(dǎo)流能力。S油田大量的分層測(cè)試和卡堵層統(tǒng)計(jì)資料顯示,層間干擾系數(shù)為0.4~0.7??紤]到目前S油田目前處于中高含水期,調(diào)整井均打在油井間剩余油富集區(qū),中、強(qiáng)水淹層均已避射,調(diào)整井投產(chǎn)初期含水較低,層間干擾能力相對(duì)較小;所以選擇0.7作為全井綜合干擾系數(shù),即30%的產(chǎn)能受層間干擾等因素影響不能發(fā)揮而損失掉。1.3《油水產(chǎn)品水情況》,其復(fù)配公式如下利用無(wú)因次采液采油指數(shù)分小層計(jì)算油井產(chǎn)量,各小層產(chǎn)量之和即為全井產(chǎn)能。式中:Qo—產(chǎn)油量,m3/d;Jo—不同水淹級(jí)別對(duì)應(yīng)的無(wú)因次采油指數(shù);PIi—初始米采油指數(shù),m3/(d·MPa·m);H—不同水淹級(jí)別下的射開(kāi)厚度,m;ΔP—生產(chǎn)壓差,MPa;C—綜合干擾系數(shù)。式中:QL—產(chǎn)液量,m3/d;JL—不同水淹級(jí)別對(duì)應(yīng)的無(wú)因次采液指數(shù)。2調(diào)整井區(qū)產(chǎn)能S油田的1、2、3、4井是A30井組的4口先導(dǎo)試驗(yàn)調(diào)整井,目的層?xùn)|二下段儲(chǔ)層為三角洲前緣沉積,孔隙度分布區(qū)間為28%~35%,平均為31%;滲透率分布于(100~10000)×10-3μm2之間,平均為2000×10-3μm2;油層縱向上仍然分為Ⅰ、Ⅱ油組,其中Ⅰ、Ⅱ油組又細(xì)分為14個(gè)小層。根據(jù)鄰近平臺(tái)生產(chǎn)井的初期比采,確定調(diào)整井區(qū)的初期比采為1.64m3/(d·MPa·m)。利用新的水淹層產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法預(yù)測(cè)4口調(diào)整井的初期產(chǎn)能,并與實(shí)際投產(chǎn)后的產(chǎn)能相對(duì)比(表2)。4口井平均產(chǎn)能和實(shí)際產(chǎn)能接近,含水相差不到10%,說(shuō)明本方法具有較高的精確度和實(shí)用性。3地層水淤級(jí)別和地層水產(chǎn)品均或比小層剝削程度預(yù)測(cè)高含水期調(diào)整井區(qū)縱向上水淹不均,采用常規(guī)的
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