复杂断块油藏典型井组注采调整方法研究_崔传智_W

1、 DOI: 10. 3969 / j. issn. 1006 6535. 2015. 04. 018 复杂断块油藏典型井组注采调整方法研究 崔传智1 ，万茂雯1，2 ，李凯凯1 ，牛栓文3 ，路智勇3 ( 1. 中国石油大学，山东 青岛266580; 2. 中国石化江苏石油勘探局，江苏 扬州225009;3. 中国石化胜利油田分公司，山东 东营 257015) 摘要: 针对东辛油田营 13 断块油藏储层非均质严重、地层倾角大、井网不规则、水驱不均衡的问题，运用非活塞式水驱油理论，综合考虑储层物性非均质和剩余油饱和度非均质等多种因 素， 以一注多采井组为例，建立了断块油藏新区和高含水期油井产液量

2、的优化方法。计算分析 表明，为实现注水开发在平面上的均衡驱替，油井调整产液量时要综合考虑地层倾角、油层厚 度以及目前油井含水率等因素的影响。对于垂直构造线方向的一注两采井组，地层倾角越大， 高部位与低部位油井产液量的分配比例越大; 油井含水率差异越大，低含水井与高含水井产液量的分配比例越大; 两侧井区厚层相差越大，油井产液量的分配比例越大; 储层渗透率差异对 达到均衡驱替所需的油井液量的分配比例影响相对较小。将研究成果应用到营 13 断块油藏的注采调整产油能力上升至 110. 3 t / d，综合含水由 95. 6% 降至 91. 7% ，提高采收率 2. 4% ，取得了较好的开发效果。 关键

3、词: 注采调整; 均衡驱替; 计算模型; 断块油藏; 东辛油田 中图分类号: TE347文献标识码: A文章编号: 1006 6535( 2015) 04 0072 03余油饱和度非均质性等多种因素，建立了一注多采井组油井产液量的定量化计算方法，对断块油藏的 注采调整具有重要指导意义。 0引言营 13 断块区位于胜利油区东辛油田西部，构造形态为北西高向西南、东倾斜( 地层倾角为 6 13) ，含油层位为沙二段，渗透率为 90 10 3 805 10 3 m2 ，含油面积为 2. 96 km2 ，石油地质储量为 512 104 t。油藏内发育大小断层 25 条，不同级别断层相互交切形成了 15

4、个相对独立的自然断块。目前综合含水为 95. 6% ，采出程度为 33. 9% 。由于断块含油面积小，在开发后期进行井网加密的 空间有限，油水井注采调整是经济有效的重要措 施1 2。国内外学者在油水井注采调整方法上开展了大量研究工作3 10，并提出了一系列确定油 水井产液量和注水量的方法。在这些方法中有的难以实现定量化计算3 5，有的虽然提出了定量化 计算方法，但未考虑高含水期平面剩余油的非均质 状况以及断块油藏所具有的高地层倾角下重力作 用的影响6 10。综合考虑断块油藏储层物性和剩 1注采调整的标准 以均衡驱替为目标，在已知注水井注水量的情 况下，建立了对应油井产液量的分配方法。均衡驱 替

5、是指注入水在各个区域中的驱替程度相同。受 断块油藏复杂储层条件的限制，完全的均衡驱替难 以实现，只要各个注采井连线上的驱替程度相等， 即可认为实现了( 部分) 均衡驱替10。 对于新油藏，由 Buckely Leverett 驱油理论可知，油井同时见水时，各注采井间连线上的平均含水饱和度相同，因此，用见水时间相同作为均衡驱替的标准。对于处于高含水期的油藏，注采井间的平均含水饱和度与油井的含水率具有一致性，在给定的调控时间内，各个油井达到相同的含水率即可 认为达到均衡驱替。 收稿日期: 20141222; 改回日期: 20150614 基金项目: 国家科技重大专项“胜利油田特高含水期提高水驱采收

6、率技术”( 2011ZX05011) ; 教育部创新团队发展计划“复杂油藏开发和提高采收率的理论与技术”( IT1294) 作者简介: 崔传智( 1970 ) ，男，教授，1993 年毕业于石油大学( 华东) 油藏工程专业，2005 年毕业于中国地质大学( 北京) 矿产普查与勘探专业，获博士学位，取得 3 项省部级科技进步奖等荣誉，出版著作 1 部，现从事油气渗流理论、油气田开发技术等方面的教学和科研工作。 73第 4 期崔传智等: 复杂断块油藏典型井组注采调整方法研究 2新断块油藏的注采调整计算方法 2. 3各油井合理产液量确定方法 在注水井注水量已确定的情况下，给定一个各 油井共同的见水时

7、间，由 2. 2 所述方法可求得各油井的产液量 Qi ，判断各油井的产液量之和与注水井注水量是否相等或者满足注采比要求。如满足， 则此时的 Qi 即为见水时间 T 下实现平面均衡驱替时各油井的产液量，否则重新假定一个见水时间， 重复整个计算过程，直至满足要求为止。 2. 1 井网分解及平均参数确定 以一注四采的五点法井网为例，将实际井网分 为 4 个注采单元，每个单元简化为沿各注采连线方向上的条带状一维线性驱替模型，并使该模型与原对应注采单元的含油面积相等。对于每个一维线性模型，其长度取对应单元注水井与油井之间的距离，其宽度可根据注采单元的面积进行折算得到， 其厚度、孔隙度、渗透率等参数取注采

8、单元内相应 参数的平均值。 3高含水期断块油藏的注采调整计算方法 对于处于高含水期的一注多采井网，同样可将 其分解为多个一注一采单元并进行相应的参数处理。 2. 2一维驱替时油井产液量计算 对于一注一采井网，在不考虑弹性驱动情况下，油井产液量和注水井注水量相等。根据 Buck- ely Leverett 驱油理论，在恒速注水的情况下，其 见水时间为11: 3. 1 一维驱替时油井产液量计算 断块油藏进入高含水期后，假设某油井的含水饱和度为 Sw1 Swf 。在油井以定液量 Q 生产 t 时间后，假定油井的含水饱和度达到 Sw2 ，一维条带油 藏在 t 内的累计产液量表征为: L A T = (

9、 1)fw ( Sw f ) Q式中: T 为见水时间，d; L 为注采井距，m; 为孔隙 2L A L A Q t = ( 3)fw( Sw2 ) fw( Sw1 )度; A 为油藏的横截面积，m ; f 为含水率导数; S w为前缘含水饱和度; Q 为产液量，m3 / d。 考虑地层倾角时，含水率的计算公式为: wf根据式( 3) ，在给定生产时间 t 和油井点的含水饱和度 Sw2 后可以采用迭代法求得液量 Q: 假定一个产液量 Q1 ，根据式( 2) 和 Sw1 、Sw2 求得相应的含水率及含水率导数 fw ( Sw1 ) 、fw ( Sw2 ) ，代入式( 3) 可求得产液量 Q2 ，

10、判断 Q1 与 Q2 是否相等，如 相等， 则 Q1 为油井在调配 t 后含水饱和度达到Sw2 所需要的产液量，否则改变 Q1 重新进行计算， 直至满足要求为止。 K rw o KK o Agsinf =( 1 )( 2)wK + KQrw oro w o式中: fw 为含水率; 为黏度，mPas; Kr 为相对渗 透率; K 为绝对渗透率，10 3 m2 ; 为油水密度 差，kg / m3 ; g 为重力加速度，m / s2 ; 为地层倾角， ( ) 。下标: o 为油相; w 为水相。 已知注采井的对应关系及产液量，根据式( 2) 计算含水率与含水饱和度的关系曲线，并采用试算法或者图解法1

11、1确定前缘含水饱和度以及对应的含水率导数。 在定液量生产时，已知见水时间，根据式( 1) 、( 2) 采用迭代法求得相应产液量: 假定 1 个产液量Q0 ，根据式( 2) 做出相应的 fw Sw 曲线，确定其前缘含水饱和度Swf 及对应的含水率导数 fw ( Swf ) ，由 式( 1) 可求得产液量Q1 ，判断 Q1 = Q0 是否满足，如满足，则 Q0 即为给定见水时间 T 下对应的产液量，否则改变 Q0 ，重新进行计算，直至满足要求为 止。 3. 2一注多采井网的注采调整方法 已知调配前各油井的含水率为 fwi ( Sw ) ，假定调配后各油井达到一个相同的含水率 fw ( Sw2 )

12、，且 fwi ( Swi ) 。根据 3. 1 中所述方法，求得各 fw ( Sw2 )油井的产液量 Qi 。判断注水井注水量 Qt 与各油 井产液量之和是否相等，如相等，则 Qi 即为在 t时间内各油井达到相同的含水率所需要的产液量， 否则重新假定一个含水率 fw ( Sw2 ) ，重复整个计算过程，直至满足要求为止。 对于多注一采井组，各注水井注水量的分配方 法与上述方法类似，不再详细叙述。 74特 种 油 气 藏第 22 卷4油水井注采调整的影响因素分析 4. 3地层渗透率非均质的影响 根据上述方法编制了计算程序。为了方便计 算结果的对比分析，以垂直构造线方向的一注两采井组为例进行影响因

13、素分析，注水井位于 2 口油井的中间( 图 1) ，基本参数见表 1。 假设其他地层参数均相等，右侧井区平均渗透率保持不变，改变左侧井区的地层渗透率，计算得到左右两侧油井的产液量比值。随着左侧井区平均渗透率的不断增加，2 口油井产液量差异也随之增大，但变化幅度相对较小。当左右两井区渗透率比值为0. 7 时，左右2 口油井产液量比值为0. 953;当左右两井区渗透率比值为 0. 32 时，左右 2 口油 井产液量比值为 0. 91。 4. 4 调配前油井含水率差异的影响 对于高含水期断块油藏，要考虑注采调整前油 井含水率的差异。保持左侧油井的含水率为 90% ，计算右侧油井含水率不同时 2 口油

14、井的产液量比值。结果表明，2 口油井初始含水率相同时，受重力作用的影响，为实现均衡驱替两侧油井产液量比值为 0. 962; 随着注水井右侧油井含水率不断降低，其对应地层中的剩余油饱和度增大，流体流 动难度增加，需进一步增大产液量。当左右两井区 含水率比值为 1. 2 时，左右 2 口油井产液量比值需要调整到 0. 831。 图 1 垂直构造线方向的一注两采井组表 1 基本参数 4. 1 地层倾角的影响 重力作用对左右 2 个注采井间油水渗流产生不同的影响: 对于注水井左侧单元，重力为动力; 对于注水井右侧单元，重力为阻力。在 2 个井区储层条件相同的情况下，如果 2 口油井的产液量相同， 左侧

15、油井的含水上升快，不满足均衡驱替的要求， 只有保证高部位油井的产液量高于低部位油井的 产液量才能实现均衡驱替。计算结果表明，水平地层中( 倾角为 0) 只要 2 口油井的液量相同即可;随地层倾角的增加，达到均衡驱替所需要的 2 口油井产液量差异也随之增加; 当地层倾角为 10 时， 高部位与低部位油井液量比值需要调整到 0. 962。 5应用效果 根据研究成果在营 13 断块区开展了应用，对15 个自然断块区中的 12 个一注两采井组中的油井产液量、8 个两注一采井组中的注水井注水量分别进行了计算，根据计算结果进行了注采调整。共调整油井产液量 20 井次，注水井注水量 12 井次。调整后日产油

16、达到 110. 3 t / d，综合含水由 95. 6% 降至91. 7% ，预测采收率由37. 7% 提高到40. 1% 。6结 论 4. 2油层厚度非均质的影响 ( 1) 以均衡驱替为目标的注采调整受地层倾角、油层厚度、地层渗透率以及目前含水率等诸多因素的影响。 ( 2) 对于垂直构造线方向的一注两采井组，地层倾角越大，高部位与低部位油井产液量的分配比例越大; 油井含水率差异越大，低含水井与高含水井产液量的分配比例越大，两侧井区厚层相差越大，油井产液量的分配比例也越大，储层渗透率差 异对达到均衡驱替所需的油井液 ( 下转第 90 页) 保持注水井右侧井区油层厚度不变，改变左侧井区油层厚度，

17、计算均衡驱替时左右两侧油井产液量的比值。左右两侧井区油层厚度相同时，2 口油井产液量比值为 0. 962( 仅受重力影响) ; 随左侧井区油层厚度的减小，2 口油井产液量差异逐渐变大。当左右井区油层厚度比值为 0. 5 时，左侧油井与右侧油井产液量比值需要调整到 0. 488 才能达 到均衡驱替。 参数数值 参数数值 注采井距/ m300 孔隙度0. 26 原油黏度/ mPas10 调控前含水率/ %90 地层倾角/( )10 渗透率/10 3 m2350 原油密度/( kgm 3 )860 调控时间/ a10 90特 种 油 气 藏第 22 卷panes and monoaromatics

18、to the maturation，migration and source of crude oilsJ. Geochimica et Cosmochimica 参考文献: Acta，1978，42( 1) : 77 95. 9 Huang D F，Li J C，Zhang D J，et al. Maturation sequence of tertiary crude oils in the qaidam basin and its signifi- cance in petroleum resource assessmentJ. Journal of Southeast Asian Ea

19、rth Sciences，1991，5( 3) : 359 366. 10 Ten Haven H L，De Leeum J W，et al. estricted utility of the pristine / phytane ratio as a paleoenviron mental in- dicatorJ. Nature，1987( 330) : 641 643. 11Koopmans M P，ijpstra W I，et al. A thermal and chemi- cal degradation approach to decipher pristane and phyta

20、ne precursors in sedimentary organic matterJ. Organic Geochemistry，1999，30( 9) : 1089 1104. 12 史继扬，麦坎任 A S，埃格林顿 G，等 . 胜利油田原油生油岩中的生物标志化合物及其应用J. 地球化学，1982，11( 1) : 4 9. 1 关平，徐永昌，刘 . 烃源岩有机质的不同赋存状态及定量估算J. 科学通报，1998，43 ( 14 ) : 1556 1559. 2 王兆云，程克明 . 碳酸盐岩中不同赋存状态有机质地球化学特征对比及对成烃的贡献J. 沉积学报， 2000，18( 4) : 60

21、0 605. 3 曹慧缇，张义纲，徐翔，等 . 碳酸盐岩生烃机制的新认识J. 石油实验地质，1991，13( 1) : 223 237. 4 妥进才，黄杏珍，马万怡，等 . 碳酸盐岩中石油形成的滞后现象J. 石油勘探与开发，1994，21( 6) : 1 5. 5 施继锡，傅家谟，李本超，等 . 矿物包裹体在碳酸盐岩区油气评价中的意义J. 沉积学报，1987，5( 1) : 86 91. 6 解启来，周中毅，陆明勇 . 碳酸盐矿物结合有机质一种重要的成烃物质J. 矿物学报，2000，20( 1) : 59 62. 13 沈忠民，周光甲华 . 低成熟石油生成环境的生7 刘，张殿伟，高波，等 .

22、天然气来源的多种途径及物标志化合物特征J. 成都理工学院学报，1999，26 ( 4) : 19 27. 编 辑 王 昱 其意义J. 石油与天然气地质，2006，26 ( 4) : 393 401. 8 Seifert W K，Moldowan J M. Application of steranes，ter- 檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻檻 ( 上接第 74 页) 量的分配比例影响相对较小。 ( 3) 合理的注采调整能够有效改善开发效果， 同时均衡驱替状态不是一成不变的，经注采调整后 达到均衡驱替，注水开发一段时间后会出现新的不 均

23、衡状态。因此，注采调整是贯穿油田开发始终的 一项工作，意义十分重大。 67. 5 罗佳丰. 沈 67 块规模提液方案研究及实施J. 特种油气藏，2008，15( 增刊 1) : 157 160，163. 6 冯斌，吕爱民，等 . 河道砂油藏开发中后期配产配注方法及应用J. 石油与天然气，2011，54 ( 32 ) : 934 939. 7 石晓渠，马道祥 . 注水井合理配注水量计算方法研究J. 西部探矿工程，2008，9( 1) : 94 96. 8 唐圣来，王怒涛，黄炳光，等 . 注水井劈分系数计算新方法研究J. 断块油气田，2006，13( 5) : 43 45. 9 王建君，熊钰，叶冰

24、清，等 . 注水井合理配注方法研究 J. 石油地质与工程，2010，24( 4) : 73 75. 10 崔传智，张继庆，杨勇，等 . 断块油藏典型井组特高含水期配产配注优化研究J. 科学技术与工程，2013， 13( 3) : 162 165. 11 张建国，杜殿发，侯建，等 . 油气层渗流力学M. 东 参考文献: 1 王振，牟勇 . 复杂断块油藏改善注水开发效果技术研究J. 特种油气藏，2009，16( 5) : 46 48. 2 邱坤态，敬国超，董科武，等 . 双河油田特高含水后期开发阶段注采结构调整的实践与应用J. 河南石油， 2002，16( 2) : 18 20. 3 王，汪周华，

25、等 . 非均质油藏注采井组均衡驱替效果研究J. 西南石油大学学报: 自然科学版， 2011，33( 5) : 122 125. 4 赵春森，崔国强，付志 . 中高含水期周期注采方案优选 数值模拟研究J. 特种油气藏，2009，16( 1) : 61 63，营: 石油大学，2008: 209 211. 编辑 张耀星 Gao Ningning1 ，Shan Xuanlong1 ，Ma Feng2 ，Du Shang1 ，Liu Zuodong2 ( 1 Jilin University，Changchun，Jilin 130061，China; 2 CNPC esearch Institute o

26、f Petroleum Exploration and Development，Beijing 100083，China) Abstract: Using basic oilfield data in the Singa Graben，accumulation mechanism and enrichment regularity of heavy oil in this area were comprehen- sively analyzed The results show that the Singa Graben has fine source reservoir caprock as

27、semblages The source rocks reached oil generation peak in late Pliocene epoch Crude oil was converted to heavy oil during the vertical migration to shallow reservoir beds along faults，and accumulated in a series of anticlines and fault block traps，forming heavy oil reservoirs transported by faults H

28、eavy oil in this area is mainly distributed in the mid- dle Singa Graben and enriched in neritic limestone and argillaceous limestone layers in shallow Oligocene Chilou Fm Key words: heavy oil; accumulation condition; accumulation pattern; Paleogene; Singa Graben Features and Major Controlling Facto

29、rs of Glutinite Heavy Oil eservoirs in the HQ 1 Well Block Zhou Weijian1 ，Shi Xiaorong3 ，Wang Guiwen1，2 ，Li Xuesong3 ，Li Hui1 ( 1 China University of Petroleum，Beijing 102249，China; 2. State Key Laboratory of Petroleum esources and Prospecting，China University of Petroleum，Beijing 102249，China; 3. P

30、etroChina Xinjiang Oilfield Company，Kelamay，Xinjiang 834000，China) Abstract: By using drilling cores，thin slices，SEM and other available data，features and major controlling factors of glutinite heavy oil reservoirs in the HQ 1 Well Block of the Hongshanzui Oilfield were studied The results show that

31、 such reservoirs are dominated by coarse glutinite，with primary intergranular pores，proving these reservoirs as porous reservoirs with medium to high porosity and permeability Macroscopically，planar distribution of reservoirs is controlled by sedimentation Microscopically，lithification may affect in

32、ternal structure of these reservoirs vertically Studies on oil poten- tial of the reservoir show that sandstone reconstructed due to drag flows in fan delta sediments may contain favorable oil potential if it has weak calcare- ous cementation associated with regional dissolution and minor fractures

33、More researches on sedimentary facies and lithification processes may play an important role in deployment of development wells and determination of applicability of production processes in later stages Key words: glutinite heavy oil reservoir; sedimentary environment; lithification; reservoir featu

34、re; HQ 1 Well Block Experiment on Dynamics of Low temperature Catalytic Oxidation in Heavy Oil Development through Air Flooding Tang Xiaodong1，2 ，Liu Xuandong2 ，Qing Dayong2 ，Li Jingjing2 ，Wang Xuan2 ( 1 State Key Laboratory of Oil and Gas eservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum Univer

35、sity，Chengdu，Sichuan 610500，China; 2 Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China) Abstract: To ensure safety of oil production through air flooding in the Chengbei heavy oil reservoirs，low temperature oxidation experiment for air flooding was conducted to identify impacts of temperat

36、ure and catalyzer on low temperature oxidation of heavy oil By using the Arrhenius Equation， dynamics parameters ( order of reaction，frequency and reaction activation energy) of reactions of heavy oil under catalytic and non catalytic condi- tions were identified esearch results show that the three

37、catalyzers，ZnL，MnL and FeL，have catalytic activities decreased In addition，higher re- action temperatures involve higher rates of oxygen consumption by the heavy oil Compared with non catalytic oxidation，ZnL catalytic oxidation has the order of reaction changed from 0 to 1，whereas the reaction activ

38、ation energy decreased from 92. 385 kJ / mol to 77. 576 kJ / mol Generally，ZnL may significantly enhance oxygen consumption rates of the heavy oil，and accordingly，may play an important role in ensuring safety of oil production through air flooding Key words: air flooding; low temperature oxidation;

39、dynamics; catalytic oxidation; Chengbei heavy oil Injection production Adjustment of Typical Wellgroup in Complicated Fault block eservoirs Cui Chuanzhi1 ，Wan Maowen1，2 ，Li Kaikai1 ，Niu Shuanwen3 ，Lu Zhiyong3 ( 1 China University of Petroleum，Qingdao，Shandong 266580，China; 2. Sinopec Jiangsu Petrole

40、um Exploration Bureau，Yangzhou，Jiangsu 225009，China; 3. Sinopec Shengli Oilfield Company，Dongying，Shandong 257015，China) Abstract: The development of Ying13 fault block reservoir in Dongxin Oilfield is featured by strong reservoir heterogeneity，high dip angle，irregu- lar well pattern and uneven wate

41、rflooding Based on non piston waterflooding theory and single injection and multi production wellgroup，the liquid production optimization in new and high water cut fault block reservoirs is established by considering the various factors of reservoir heterogeneity， residual oil saturation heterogenei

42、ty，etc Analysis indicates that the dip angle，reservoir thickness，current water cut of production well and other factors must be comprehensively considered in the liquid production optimization to achieve even displacement in the plane during waterflooding devel- opment For the single injection and d

43、ual productions wellgroup which is perpendicular to tectonic line，the liquid production allocation ratio of the wells in high and low parts increases with the increase of formation dip angle The liquid production allocation ratio of the wells with high and low wa- ter cuts increases with the increas

44、e of water cut difference The liquid production allocation ratio also increases with the increase of reservoir thick- ness difference in the two different sides of well block The reasonable liquid production allocation ratio that achieves even displacement is less de- pendent on the reservoir permea

45、bility difference This research is applied to the injection production adjustment of Ying13 fault block reservoir，the daily oil production capacity is increased to 110. 3 t / d，the composite water cut is reduced from 95. 6% to 91. 7% ，and the oil recovery degree is in- creased by 2. 4% ，which achieved better waterflooding development Key words: inje