普通稠油油藏水驱开发有效注采井距的确定*

陈民锋 盖 建 王 敏 时建虎

(中国石油大学(北京)石油工程学院)

普通稠油油藏水驱开发有效注采井距的确定*

陈民锋 盖 建 王 敏 时建虎

(中国石油大学(北京)石油工程学院)

基于典型注采条件下的渗流模型,在分析一注一采渗流场分布特点的基础上,通过研究注采井间压力、压力梯度的变化规律,提出了实现水驱开发有效驱替的条件,并建立了注采单元内流体可驱动面积的计算方法。利用本文建立的方法,结合油田实例进行计算分析,通过研究注采单元中驱替压力梯度与有效驱替范围的变化关系,确定了普通稠油油藏水驱开发的有效注采井距,结果表明本文方法具有良好的操作性,可以指导普通稠油油藏水驱开发注采井距的合理部署。

普通稠油油藏;水驱开发;压力梯度;有效驱替;注采井距

随着我国油田开发的深入和开采技术的迅速发展,难动用油藏投入开发的比例越来越大,其中稠油油藏因其储量丰富逐渐成为油田开发的一个重要发展方向[1-4]。对于粘度小于200 mPa·s的普通稠油,在综合考虑储量规模、不同开发方式效益的情况下,目前常采取注水开发,确定合理的注采井距是影响水驱开发效果的关键[3-6]。

原油流变性和渗流特征实验表明,稠油属于具有启动压力梯度的粘塑性流体,具有粘弹性和触变性特征,即粘度随剪切速率的增大而减小。稠油作为一种非牛顿流体,在多孔介质中流动时存在启动压差,只有驱动压差大于该启动压差时原油才会流动[5-8]。

为保证注采井间建立的驱动压差大于启动压差,通常确定注采井距的方法是在给定压差条件下计算井间驱替压力梯度等于启动压力梯度时对应的极限注采井距[9-10],但这种方法确定的开发井距在实际生产中存在一定的问题,即在极限注采井距下建立的井间驱替压差只能保证在注采主流线附近区域内的流体能够流动,而整个注采单元大部分区域的流体由于受到的驱动压差较小而不能得到有效动用。

本文基于典型注采条件下渗流场的分布特点,提出了实现有效驱替的条件,通过研究注采单元中驱替压力梯度与有效驱替范围的关系,建立了注采单元内流体可驱动面积的计算方法,并由此来确定稠油水驱开发的有效注采井距。

1 注采井间有效驱替范围分析

1.1 注采井间流场分布特点

不同形式的注采井网,其注采井间的流场变化不相同,但都是不同注采井势叠加形成的,其最基本的注采对应形式就是一注一采。因此,可以用一注一采条件下的渗流问题来分析注采井间有效驱替范围的变化规律[7,11-12]。

设无限大地层中存在等产量的2口井(1口注水井和1口生产井),流体为单相不可压缩液体,符合达西定律稳定渗流,则无限大地层空间任意点的压力分布为[7,13-14]

生产井产量为正,注水井产量为负。在此条件下,生产井产量为

则式(1)可变为

式(1)～(3)中:d为注采井间距离,m;rw为井筒半径,m;Q为产量,m3;pwf为生产井井底流压,MPa;pwi为注水井井底注水压力,MPa;μ为流体粘度, mPa·s;K为储层渗透率,mD;h为有效厚度,m;r1为任意一点到生产井的距离,r21=(x-d/2)2+y2, m;r2为任意一点到注水井的距离,r22=(x+d/2)2+ y2,m。

在一注一采条件下,注采井间的直线连线距离最短、压力变化最大、流速最快,此处流线为主流线,其他流线为非主流线。设沿主流线为x轴,注采井间的中垂直线为y轴,根据经典渗流力学原理,无限大地层等产量一注一采条件下的渗流场分布如图1所示[14]。该渗流场分布具有以下特点:等压线是圆心在x轴上移动的一族圆,流线是圆心在y轴上移动的一族圆;x轴是主流线,整个水动力学流场关于y轴对称。

图1 一注一采条件下的渗流场分布

1.2 满足有效注采驱替的条件

对式(3)进行对x求导,可得任意点沿x轴方向上的驱替压力梯度,其表达式为

式(4)中:p为任一点的压力,MPa。当x=0时,式(4)变为

式(5)中:第一个“-”号表示从注水井到生产井的驱动压力逐渐减小,流体从注水井流向生产井。对于不同流线,均是在x=0处的驱替压力梯度最小,即在流线的中间位置处(y轴上)流线流速最小。

当y=0时,可得主流线上中点处的最小驱替压力梯度,其表达式为

注采井间的流体能够被驱动,其基本条件是主流线上的最小驱替压力梯度(绝对值)大于该处流体的启动压力梯度。当注采压差一定时,可由式(6)求出使得注采井间主流线上流体能够被驱动的最大井距,即极限注采井距。

有效注采驱替的开发目标不仅要求主流线上的流体能够流动,而且要求注采井间更大区域内的流体能够流动,这就必须要求更多流线上的最小驱替压力梯度(绝对值)都大于流体的启动压力梯度,用公式表示为

式(7)中:G为启动压力梯度,MPa/m。

这里用非主流线与主流线上的最小驱替压力梯度(绝对值)之比来反映驱替压力梯度随偏离主流线中点位置的距离增大而降低的程度,称之为无因次压力梯度(λp),其表达式为

1.3 注采井间有效驱替范围的确定

1.3.1注采单元可驱动边界的确定

设注采单元宽度等于注采井距,则注采单元控制面积为SA=d2。图2为一注一采条件下井控范围(方框内)和有效动用区(黄色椭圆)示意图。

无限大地层中等产量一注一采条件下的流线族方程为[14]

式(9)中:C1为常数;流线的圆心坐标为(0,±d/(2C1)),流线的圆半径为

图2 注采井间有效驱替面积示意图

流线族为圆心在y轴上的圆族方程,圆周通过两井中心,且关于x轴对称;当C1=0时,流线的圆半径R=∞,表示x轴。

图2中,注水井A点坐标为(-d/2,0),生产井B点坐标为(d/2,0),注采井中心处O点坐标为(0,0), M点为某一流线与y轴的相交点,坐标为(0,y),C点为该流线的圆心。

根据式(7),注采井间流线上流体可以流动的条件是M点的驱替压力梯度大于流体的启动压力梯度。根据流线分布特点,M点在y轴的位置(到主流线中点的距离)可表示为

这里用yM与d/2(注采井距的一半)的比值来表征可驱动的外边界到主流线中心点距离的相对大小,称之为无因次驱动半径λd,其表达式为

1.3.2注采单元可驱动范围面积的计算

当x=0时,由式(9)可得

则圆心与2口井连线之间的夹角

从而可得不同C1下对应流线包含的面积

式(14)中:S1为流线对应的扇形面积;S2为流线圆心与注采井连线的三角形面积SΔACB。

式(14)可写为

这里用可动流线包围的面积与注采井控面积之比来反映注采井间实际能够被驱动的面积相对大小,称之为有效驱替面积系数λs,其表达式为

至此,根据式(8)、(11)、(16)可以确定在不同条件(流体启动压力梯度)下注采井间可驱动范围(可驱动半径、有效驱替面积)与驱替压力梯度(注采井距、注采压差)的关系,并进一步确定满足不同开发要求的有效注采井距。

2 稠油油藏水驱开发有效注采井距的确定——以JS-WEI油田为例

JS-WEI油田属中渗普通稠油油藏,经过论证决定采取注水开发。应用上述方法,研究不同条件下注采井间压力和压力梯度分布规律,分析有效驱替面积与距主流线相对距离的关系,并确定油藏合理注采井距范围。该油田基本参数如下:rw= 0.1 m,K=150 mD,h=15 m,μ=150 mPa·s,G=0.02 MPa/m。

2.1 注采井间压力和压力梯度分布规律

根据式(3)、(4)计算出该油田不同注采井距、不同注采压差条件下注采井间主流线上的压力和压力梯度的变化,其结果见图3、4。综合分析该油田注采井间流场分布特点,可以得出:

1)在给定的注采井距、注采压差条件下,该油田注采井间的压力分布呈反“S”状,在注水井近井区域形成“反压降漏斗”,而在生产井近井区域形成“正压降漏斗”。

2)在给定的注采井距、注采压差条件下,该油田注采井间的压力梯度分布呈“U”状,在注采井距的中心点处驱动压力梯度最小,而减小注采井距或增大注采压差都可以增大井间驱替压力梯度。

图3 JS-WEI油田注采井间主流线上的压力变化曲线

图4 JS-WEI油田注采井间主流线上的压力梯度变化曲线

2.2 驱替范围变化规律及有效井距

要使该油田注采单元中更大区域得到有效动用,必须使该区域内建立的驱替压力梯度大于相应点的流体启动压力梯度。根据式(8)、(11)、(16),计算出该油田不同主流线中点距离(无因次驱动半径)条件下无因次压力梯度和驱替面积系数的变化,其结果见图5。综合分析该油田注采井间流场分布特点,可以得出:

1)随着无因次驱动半径的增大,相应点处的无因次压力梯度逐渐降低,而注采井间相应的驱替面积系数逐渐增大。

2)要使驱替面积系数大于0.6(即注采单元60%以上的区域能够被驱动),则要在无因次驱动半径为0.8处建立的驱动压力梯度大于流体启动压力梯度,该处的无因次压力梯度为0.67。因此,为满足有效驱替面积的要求,根据式(7)、(8)计算在主流线上建立的驱替压力梯度应大于1.5倍的启动压力梯度。

图5 JS-WEI油田无因次压力梯度及驱替面积变化曲线

基于以上分析并根据式(7)计算出该油田不同条件下主流线上最小压力梯度等于启动压力梯度时的极限注采井距,其结果见图6。由图6可以看出:随着启动压力梯度的增大,该油田极限注采井距呈幂函数逐渐减小;在相同的启动压力梯度条件下,增大注采压差可以在一定程度上增大该油田极限注采井距。

结合图5、6,可确定该油田在不同条件下的极限注采井距和有效注采井距,具体步骤如下:

1)当启动压力梯度约为0.02 MPa/m时,注采压差为10、20 MPa时对应的极限注采井距分别为138、255 m。

2)要使驱替面积系数大于0.6,主流线上建立的驱替压力梯度应为1.5倍启动压力梯度,则在注采压差为10、20 MPa时对应的有效注采井距分别为97、178 m。

3)经过对比,该油田有效注采井距一般确定为0.7倍的极限注采井距。

图6 JS-WEI油田注采极限井距变化曲线

3 结论

1)启动压力梯度对普通稠油油藏水驱开发的影响主要体现在增大渗流阻力、降低流体在介质中的流动能力,从而使得水驱有效动用的范围明显减小。

2)为满足注采单元有效驱替范围的要求,普通稠油油藏水驱开发的有效注采井距一般确定为0.7倍的极限注采井距。

3)本文基于典型注采条件下渗流场的分布特点,提出了实现有效驱替的条件,建立了计算普通稠油油藏水驱开发有效注采井距的方法。实例计算表明,本文方法具有良好的操作性,可以指导此类油藏水驱开发注采井距的合理部署。

[1] 郭太现,苏彦春.渤海油田稠油油藏开发现状和技术发展方向[J].中国海上油气,2013,25(4):26-30,35.

[2] 张贤松.渤海油田稠油水平井蒸汽吞吐油藏经济技术界限研究及应用[J].中国海上油气,2013,25(4):31-34.

[3] 耿站立,安桂荣,周文胜,等.海上稠油油田井网密度与采收率关系研究[J].中国海上油气,2012,24(3):35-37.

[4] 安桂荣,许家峰,周文胜,等.海上复杂河流相水驱稠油油田井网优化:以BZ油田为例[J].中国海上油气,2013,25(3): 28-31.

[5] 唐伏平,唐海,余贝贝,等.存在启动压力梯度时的合理注采井距确定[J].西南石油大学学报,2007,29(4):89-91.

[6] 许家峰,程林松,李春兰,等.普通稠油油藏启动压力梯度求解方法与应用[J].特种油气藏,2006,13(4):53-57.

[7] 李道品.低渗透砂岩油田开发[M].北京:石油工业出版社, 1997.

[8] 孙建芳.胜利油区稠油非达西渗流启动压力梯度研究[J].油气地质与采收率,2010,17(6):74-77.

[9] 陆程,王晓冬,罗万静,等.稠油油藏水平井极限井距的确定方法[J].特种油气藏,2006,13(6):61-63.

[10] 罗宪波,李波,刘英,等.存在启动压力梯度时储层动用半径的确定[J].中国海上油气,2009,21(4):248-250.

[11] 许家峰,孙福街,田冀,等.考虑启动压力梯度时普通稠油非线性渗流模型解析求解方法[J].中国海上油气,2011,2(1): 32-35.

[12] 计秉玉,何应付.基于低速非达西渗流的单井压力分布特征[J].石油学报,2011,32(3):466-469.

[13] 黄延章.低渗透油层渗流机理[M].北京:石油工业出版社, 1998.

[14] 张建国.油气层渗流力学[M].山东东营:石油大学出版社,2002.

Determination of effective injector-producer spacing during water-flooding development of ordinary heavy-oil reservoirs

Chen Minfeng Gai Jian Wang Min Shi Jianhu (College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing,102249)

Based on a percolation model under the typical injection-production conditions and an analysis of distribution characteristics of the seepage field between an injector and a producer,the conditions of effective displacement during waterflooding development were presented and the approach to calculate the drainable area in a flooding unit was established for ordinary heavy-oil reservoirs,by investigating the changes of injector-producer pressure and pressure gradient.Using this method and combining with the calculations and analysis for oilfield examples,the changes in the relationship between displacement pressure gradient and effective displacement area were researched and the effective injector-producer spacing during water-flooding development was determined for ordinary heavy-oil reservoirs.It has been indicated that this method is quite operable and can be used to direct the determination of effective injector-producer spacing during water-flooding development of ordinary heavy-oil reservoirs.

ordinary heavy-oil reservoir;waterflooding development;pressure gradient;effective displacement;injector-producer spacing

2013-09-14改回日期:2013-12-17

(编辑:张喜林)

*“十二五”国家科技重大专项子课题“西非深水油田注采优化及高效开发模式研究(编号:2011ZX05030-005-05)”、中国石油大学(北京)科研基金“大井距注采井网有效驱替规律研究(编号:KYJJ2012-02-03)”部分研究成果。

陈民锋,男,副研究员,2003年毕业于原石油大学(北京),获博士学位,现主要从事油田开发系统理论方法和三次采油技术研究工作。地址:北京市昌平区府学路18号石油工程学院(邮编:102249)。电话:010-89733096。E-mail:cmfllp96@126.com。