低渗透油藏反九点法井网见水时间计算模型_廉宏.pdf

第 卷第期 年月非常规油气 引用：廉宏，郑宪宝，李承龙低渗透油藏反九点法井网见水时间计算模型非常规油气，（）：，（）：低渗透油藏反九点法井网见水时间计算模型廉宏，郑宪宝，李承龙（大庆油田有限责任公司 采油工程研究院，黑龙江 大庆 ；大庆油田有限责任公司 勘探开发研究院，黑龙江 大庆 ）摘要：针对已有见水时间计算方法考虑因素不全面的问题，基于低渗透和特低渗透油藏实际特征及开发特点，通过分析考虑裂缝条件下反九点法井网注采关系，划分各方向流动计算单元，建立了考虑压敏效应、变启动压力梯度、排距与井距、裂缝与井排角度、裂缝长度、渗透率各向异性以及注采压差各向异性等因素的见水时间计算模型。明确了反九点法井网条件下各方向的见水时间，揭示了不同因素对采油井见水时间影响规律。分析结果表明：井距与排距之比越大，裂缝长度越大，启动压力梯度越小，见水时间越早；原始地层压力越小，见水时间越早；随着裂缝与井排角度的增大，见水时间呈波动性变化；随着含水饱和度的增加，见水时间呈晚早晚的趋势变化。该研究成果可为低渗透裂缝性油藏开发调整方案编制提供理论保障。关键词：流动单元；压敏效应；井距排距；裂缝；各向异性中图分类号：文献标识码：，（.，.，；.，.，）：，收稿日期：基金项目：中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“外围油田改善开发效果及提高采收率技术研究与应用”（）第一作者简介：廉宏（），女，学士，高级工程师，主要从事机采井研究及管理、科技信息分类及服务等方面的工作。：通讯作者简介：李承龙（），男，博士，高级工程师，主要从事低渗透油藏水驱开发等方面研究工作。：非常规油气油气开发 ，；，；，：；引言开发较早的老油田整体进入“双高”开发阶段，高品位储量资源的开发潜力逐渐变小，低品位储量资源已成为产量的主要接替对象。低渗透和特低渗透油藏单井产量低，开发投入高，控水和控递减难度大，为了提高低品位油田开发效果，实现提效降本，需要根据油藏见水规律及见水时间采取调整措施，提高注水质量，改善开发效果，提高开采效益。因此，如何有效预测见水时间，对低品位储量资源的有效开发具有重要的意义。通过对国内外文献的调研，发现油藏已有见水时间计算方法存在以下需改进之处：）在储层发育特征方面，低、特低渗透油藏储层压敏效应明显，引起渗透率损失严重，同时储层非均质性强，同一井组各方向渗透率不同，而已有方法未考虑压敏效应及渗透率各向异性的影响；）在流体渗流特征方面，低、特低渗透油藏呈非达西渗流，加之压敏效应作用，渗透率损失，引起启动压力梯度发生动态变化，而 已 有 方 法 未 考 虑 变 启 动 压 力 梯 度 的 事实；）在井网井距方面，在开发过程中，为建立有效驱动体系，低、特低渗透油藏往往采用小排距、大井距的布井方式，而已有成果仅考虑排距与井距相同的条件 ；）在措施调整方面，普通压裂是矿场增注增产的重要举措，人工裂缝往往与井排方向存在一定的夹角，但已有成果仅考虑了平行于井排方向的条件 。另外，受储层非均质性影响，为了实现均匀驱替，同一井组内各采油井井底流压不同，而已有成果未考虑这一问题 。基于以上原因，目前已有的油藏见水时间计算模型与矿场实际差距较大，无法完善描述低渗透油藏主要特点，适用性较差。该研究以反九点法井网为对象，综合考虑储层改造措施、井网设计、各向异性、储层发育特征以及流体渗流规律等方面，首先通过分析注采关系，划分裂缝与各方向采油井间流动计算单元，归一化处理各方向基质渗透率，并基于文献 中主流线附近流管束产量计算模型，推导出主流线附近见水时间模型；在此基础上，结合注采关系分析结果，推导出各方向上主流线附近见水时间计算模型，从而形成低、特低渗透油藏反九点法井网见水时间计算方法。见水时间计算模型的建立 注采关系分析根据反九点法井网特征提出假设条件，人工缝与井排角度为，人工缝半缝长为，油井排井间距离为，井排距离为。在常规措施改造条件下，将井间驱替转化为井缝驱替，主流线分布在人工缝与采油井间。随着人工缝与井排角度的变化，井缝间主流线分布发生变化，需要分种情况进行划分。计算各向采油井见水时间，等价于注入水通过人工缝流到采油井的时间（如图所示）。图中阴影部分代表不同采油井与注水井间的主流线渗流面积，其中区域区域分别代表油井 油井 与注水井 间的主流线渗流面积。主流线见水时间计算模型通过查阅文献，得到主流线流管流量表达式为：（）（）（）（）式中：为原始地层压力，；为注采井距，；为储层原始渗透率，；为采油井井底流压，；为注水井井底流压，；和分别 年月廉宏等：低渗透油藏反九点法井网见水时间计算模型图反九点法井网流动单元划分示意图 为采油井端和注水井端应力敏感系数，；为启动压力梯度回归系数；为经过流管的流量，；为流管任意位置距注水井距离，；（）为流管中处横截面积，；为流体黏度，。由文献 有主流线附近见水时间表达式为：（）（）（）式中：为含水饱和度；（）为含水饱和度为条件下的产水率上升速度，；为孔隙度；为井筒半径，。基质渗透率分布模型如图所示，考虑到反九点法井网储层渗透率存在各向异性，需将各方向井渗透率归一化。例如采油井方向基质等效渗透率如式（）所示，则同理可得到 其他各采油井方向基质等效渗透率。（）式中：和分别为注水井和各采油井井底渗透率，；和分别为注水井和各采油井有效厚度，；分别为注水井 到采油井 方向的基质等效渗透率，。计算单元见水时间计算模型 当方位角为 时图所示为反九点法井网各计算单元主流线示意图。）井方向见水时间由图可得到区内已知条件为：（）（）（）（）图反九点法井网各计算单元主流线示意图 （）（）区内流管束截面积可表示为：（）（，）（）式中：为裂缝上任意一点与注水井 的距离，；为裂缝上任意一点与采油井的距离（同理），；为裂缝宽度，。则区内裂缝上任意位置的流管束流量为：（）（）（）（）（）非常规油气油气开发 将式（）带入到式（）中，积分并化简后可得到式（）；将式（）和式（）带入式（）中，可得到式（）。（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）将式（）积分并化简，得到井方向的采油井见水时间计算模型为：（）（）（）（）（）井方向见水时间由图可得到区内已知条件为：（）（）区内流管束截面积可表示为：（）（，）同理可推导出井方向的采油井见水时间计算模型为：（）（）（）（）（）井方向见水时间由图可得到区内已知条件为：（）（）（）区内流管束截面积可表示为：（）（，）同理可推导出 井方向的采油井见水时间计算模型为：（）（）（）（）（）井方向见水时间由图可得到区内已知条件为：区内流管束截面积可表示为：（）（，）同理可推导出 井方向的采油井见水时间计算模型为：（）（）（）（）（）各方向见水时间计算通式基于注采单元分析结果及上述推导过程，可推导出，井方向见水时间模型；同时可总结出各井方向见水时间计算模型通式（），模型参数取值见表。（）（）（）（）（）年月廉宏等：低渗透油藏反九点法井网见水时间计算模型表参数取值 井号参数赋值 （）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）当方位角为 时根据图及上述推导过程，可得到当裂缝与井排夹角为 时，各方向井见水时间计算模型通式（与式（）相同），模型参数取值见表。非常规油气油气开发 表参数取值 井号参数赋值 （）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）年月廉宏等：低渗透油藏反九点法井网见水时间计算模型 当方位角为（）时根据图及上述推导过程，可得到当裂缝与井排夹角为（）时，各方向井见水时间计算模型通式（与式（）相同），模型参数取值见表。表参数取值 井号参数赋值 （）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）当方位角为（）时根据图及上述推导过程，可得到当裂缝与井排夹角为（）时，各方向井见水时间计算模型通式（与式（）相同），模型参数取值见表。非常规油气油气开发 表参数取值 井号参数赋值 （）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）（）实例分析以朝阳沟油田 区块一井组为研究对象，利用模型分析各因素对见水时间的影响规律。该区块初期采用 反九点法井网开采，油层孔隙度为，注采井渗透率均为，油层埋深为 ，原始地层压力为，注采井有效厚度均为，注水井井口压力为 ，采油井井底流压均为，井筒半径为 ，含水饱和度为，含水上升速度为 ，裂缝长度为 ，裂缝与井排方向夹角为 ，原油黏度为 ，综合含水为，启动压力梯度回归系数为 ，裂缝宽度为。压敏系数等见文献。该井网条件下井排方向基本与裂缝方向保 年月廉宏等：低渗透油藏反九点法井网见水时间计算模型持一致，水井排中边井与裂缝距离较小，角井和与裂缝距离较大。井距与排距之比影响井距和排距之比与见水时间关系如图所示。由图可以看出：总体上，随着井距与排距之比增大（井距不变，排距缩小），井组整体见水时间变早，各单井见水时间差异性越小。其中，沿着裂缝方向边井与裂缝距离不变，该井见水时间基本不变，其余采油井与裂缝距离均变小，见水时间均变早。当井距和排距之比小于时，单井见水时间变化幅度变大；当井距和排距之比大于时，单井见水时间变化幅度变小。定义：单井见水时间差异程度为各单井见水时间标准差与平均见水时间的比值，比值越小，注入水前缘推进越均匀。图井距和排距之比与见水时间关系曲线 压敏效应影响压敏效应与见水时间关系如图所示。由图可以看出：随着压敏效应影响程度增大，井组及单井见水时间略有推迟。压敏效应越大影响程度越大，注采井间驱替压力变小，注入水渗流速度变小，见水时间变晚。裂缝与井排角度影响裂缝和井排角度与各方向平均见水时间关系如图所示。由图可以看出：整体上，随着裂缝与井排角度增大，边井和角井见水时间均呈波动性变图压敏效应与见水时间关系曲线 化。随着角度变化，采油井与裂缝间距离及注采关系发生变化，在角度临界值附近（，和 ）裂缝与采油井间流线发生明显变化，导致见水时间发生跳跃性变化。图裂缝和井排角度与各方向平均见水时间关系曲线 裂缝长度影响裂缝长度与见水时间关系如图所示。由图可以看出：整体上，随着裂缝长度的增加，井组见水时间越早，单 井 间 见水时间差异性变大，注入水前缘推进越不均匀。其中，与裂缝距离较远的边井与注水井井底距离小于其与裂缝距离，见水时间基本不 变；其 余采油井与裂缝距离 均变小，加快了见水，裂缝方向采油井 见水时间变化明显；当缝长小于 时，井组见水时间变化明非常规油气油气开发 显，当缝长大于 时，井组见 水 时 间变 化幅度小。图裂缝长度与见水时间关系曲线 启动压力梯度影响启动压力梯度与见水时间关系如图所示。图启动压力梯度与见水时间关系曲线 由图可以看出：随着启动压力梯度增加，井组和各方向采油井见水时间推迟，单井最早见水时间变化不大。启动压力梯度越大，需要克服的渗流阻力越大，渗流速度越小，见水时间越晚。其中，启动压力梯度对角井 和影响较大，这口井见水时间变化显著。原始地层压力影响原始地层压力与见水时间关系如图所示。由图可以看出：整体上，原始地层压力越高，井组及单井见水时间越晚，由于低渗透油藏地层压力保持水平较低，原始地层压力越高，储层应力敏感性越强，渗透率损失越严重，引起启动压力梯度变大（见文献 中式（）式（），渗流阻力增加，渗流速度变小，采油井见水变晚。图原始地层压力与见水时间关系曲线 含水饱和度影响含水饱和度与见水时间关系如图所示。由图可以看出：整体上，随着含水饱和度增加，井组及单井见水时间按晚早晚的趋势变化，单井见水时间差异性不变。其原因为随着含水饱和度的增加，含水上升速度先升后降，说明注入水突进速度呈慢快慢变化，导致注入水到各采油井井底处的时间呈晚早晚变化。年月廉宏等：低渗透油藏反九点法井网见水时间计算模型图含水饱和度与见水时间关系曲线 注采压差影响注采压差与见水 时 间 关 系 如 图 所 示。由图 注采压差与见水时间关系曲线 图 可以看出：整体上，注采压差越大，单井和井组见水时间越早，单井见水时间差异性基本不变。其中，沿裂缝方向边井见水时间最早；角井和见水时间变化显著，注采压差对角井见水时间影响较大。结论）模型综合考虑了压敏效应、变启动压力梯度、排距井距、裂缝长度、非均质性、含水饱和度以及水相相渗等因素，注采井距与排距之比越大，裂缝长度越大，启动压力梯度越小，见水时间越早；揭示了原始地层压力与见水时间的关系，原始地层压力越小，见水时间越早。）所建立反九点法井网见水时间计算模型考虑了裂缝与井排角度以及原始地层压力，随着裂缝与井排角度的增大，见水时间呈波动性变化；原始地层压力越小，见水时间越早。）模型揭示了随着含水饱和度的增加，各方向采油井见水时间呈晚早晚的趋势变化的事实。参考文献：王凤兰，沙宗伦，罗庆，等 大庆油田特高含水期开发技术的进步与展望 大庆石油地质与开发，（）：，（）：赵文智边际油田开发技术现状、挑战与对策石油勘探与开发，（）：，（）：刘均一，邱正松，黄维安，等 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