CN114320271B - 一种基于驱替压力梯度的陆相稠油油藏注采井网调整方法 - Google Patents
一种基于驱替压力梯度的陆相稠油油藏注采井网调整方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明公开一种基于驱替压力梯度的陆相稠油油藏注采井网调整方法，包括确定目标油田启动压力梯度存在的流度范围；分析不同驱替压力梯度下对驱油效率的影响；分析驱油效率和驱替压力梯度的关系；建立井型、井距、井网相融合的立体注采井网驱替压力梯度函数计算式；提出以驱油效率最大化为目标并融合井型、井距和井网的立体注采井网驱油效率含水计算式；分别做出不同井型时驱替压力梯度与注采井距、驱油效率与注采井距关系曲线图版，指导井型、井距、井网的优化设计；所述井型包括定向井、定向井联合水平井、水平井。本发明能够大大提高水驱采收率，指导陆相稠油油田开发调整研究与实施，进一步发展和丰富了陆相稠油油田高效开发技术体系。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，特别涉及一种基于驱替压力梯度的陆相稠油油藏注采井网调整方法，以提高陆相稠油油藏开发效果，适用于陆相稠油注水开发油田。
背景技术
渤海陆相稠油油藏以三角洲相和河流相沉积为主，平均储层渗透率3000mD，平均地下原油黏度200mPa·s。初期采用定向井反九点井网开发，注采井距360m，进入中高含水期逐渐暴露出含水上升快、产量递减大等问题，亟需开发调整以改善开发效果。
目前陆相稠油油田注采井网调整方法通常是根据储层刻画与剩余油描述等成果进行，该方法融合多专业研究成果，具有较强的综合性、现场性和经验性，缺乏方法和理论指导，没有考虑稠油油藏与常规油藏的差异，即稠油具有启动压力梯度及其对驱油效率的影响，从而在油藏中没有形成合理驱替压力梯度，导致部分区域驱替前缘压力不够高，无法克服稠油启动压力梯度，驱油效率较低，剩余油较多；或者部分区域驱替前缘压力过高，远大于稠油启动压力梯度，虽然局部驱油效率较高，但容易形成窜流通道，注采之间无效水循环，水驱开发效果变差。
为了解决目前技术的不足，提出基于驱替压力梯度的陆相稠油油藏注采井网调整方法，从目标油田的储层物性和流体性质出发，分析油藏启动压力梯度以及不同驱替压力梯度对驱油效率的影响，并以驱油效率最大化为目标，建立融合井型、井距、井网的立体注采井网调整方法，指导陆相稠油油田开发调整研究与实施。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有技术中的不足，提供一种基于驱替压力梯度的陆相稠油油藏注采井网调整方法，利用该方法指导注采井网调整，不但能够提高水驱波及系数，而且能够提高驱油效率，从而大大提高水驱采收率，进一步发展和丰富了陆相稠油油田高效开发技术体系。
本发明的目的是通过以下技术方案实现的：
一种基于驱替压力梯度的陆相稠油油藏注采井网调整方法，具体步骤如下：
步骤1.根据目标油田储层物性和流体性质，开展启动压力梯度的室内实验，分析启动压力梯度λ与流度K/μ关系，确定目标油田启动压力梯度存在的流度范围；
步骤2.开展水驱油室内实验，分析不同驱替压力梯度的实验值dpL1对驱油效率ED1的影响；
步骤3.基于步骤1、2得到的实验结果，利用目标油田数字岩心，建立油水两相动态孔隙网络模拟模型，分析驱油效率ED2和驱替压力梯度的油藏值dpL2的关系；
步骤4.利用复位势理论与势的叠加原理，以由1口注水井和4口生产井组成的五点井网为研究对象，求取油层中某一点驱替压力梯度函数dp(x,y)，建立井型、井距、井网相融合的立体注采井网驱替压力梯度函数dp(x,y)计算式；
步骤5.结合步骤3、4，得到油层中某一点驱油效率函数ED(x,y)计算式，提出以驱油效率最大化为目标并融合井型、井距和井网的立体注采井网驱油效率函数ED(x,y)计算式；
步骤6.利用步骤4中立体注采井网驱替压力梯度函数dp(x,y)计算式、步骤5中立体注采井网驱油效率函数ED(x,y)计算式，以注采井距为横坐标，以驱替压力梯度、驱油效率为纵坐标，分别做出不同井型时驱替压力梯度与注采井距、驱油效率与注采井距关系曲线图版，指导井型、井距、井网的优化设计；所述井型包括定向井、定向井联合水平井、水平井。
进一步的，步骤1中，确定目标油田启动压力梯度存在的流度范围是指通过开展目标油田流度范围内启动压力梯度室内实验，找到启动压力梯度存在与不存在的流度界限值，并回归分析若干组启动压力梯度与流度实验值，得到启动压力梯度λ与流度K/μ的关系。
进一步的，步骤3中，建立油水两相动态孔隙网络模拟模型，在油水微观渗流中考虑启动压力和水膜传导率的动态变化，研究目标油田流度K/μ范围内不同驱替压力梯度dpL2下多孔介质中稠油微观流动机理、运移规律和驱替形态及其动态变化规律，揭示目标油田微观驱油效率ED2和驱替压力梯度dpL2的关系，即ED2＝Lg(K/μ)×(dpL2)n，K指渗透率，μ指地层原油粘度，其中n为常数，能够通过多个模拟数据点回归分析确定。
进一步的，步骤4中，立体注采井网驱替压力梯度函数dp(x,y)计算式如下:
式中：ED—驱油效率，％；dP(x,y)—驱替压力梯度，MPa/m；q—产量，m3/d；K—渗透率，10-3μm2；h—油层厚度，m；μ—地层原油粘度，mPa·s；re—泄油半径，m；rw—井筒半径，m；S—表皮系数，常数；Ψ—注采井距，m；L—水平井水平段长度一半，m；a—生产井型常数，0代表定向井，1代表水平井；b—注水井型常数，0代表定向井，1代表水平井。
进一步的，步骤5中，将步骤4中得到的驱替压力梯度函数dp(x，y)代替步骤3中驱替压力梯度dpL2，得到油层中某一点驱油效率函数ED(x,y)计算式ED(x,y)＝Lg(K/μ)×[dp(x,y)]n，利用该计算式能够根据目标油田储层物性和流体性质，优化合理井型、井网和注采井距，以提高油藏的驱油效率和水驱采收率。
与现有技术相比，本发明的技术方案所带来的有益效果是：
1.本发明从目标油田的储层物性和流体性质出发，分析油藏启动压力梯度以及不同驱替压力梯度对驱油效率的影响，并以驱油效率最大化为目标，建立融合井型、井距、井网的立体注采井网调整方法，不但能够提高水驱波及系数，而且能够提高驱油效率，从而大大提高水驱采收率，进一步发展和丰富了陆相稠油油田高效开发技术体系，可以为陆相稠油油藏井网设计提供技术支撑和理论指导，适用于陆相稠油注水开发油田。该发明方法先后指导秦皇岛32-6、绥中36-1等16个海上陆相稠油油田中高含水期开发调整研究与实施，由定向井反九点井网调整为水平井联合定向井五点井网，注采井距由350～400m调整220～260m，油藏驱替压力梯度提高1.2倍～1.6倍，水驱波及系数提高30％～40％，驱油效率提高20％～30％。“十二五”以来总共实施开发井989口，水平井占60％以上，新井平均单井产量60～80吨/天，是老井的2.～3.0倍；新井平均单井初期含水20％～40％，而老井含水80％～90％。通过开发调整，主力油田采油速度从1.3％提高到2.3％，平均年产油量增加600万吨，水驱采收率从24.5％提高到38.6％，实现中高含水期高速高效开发，为渤海油田2010年上产3000万吨并持续稳产做出重要贡献，为类似油田开发调整提供经验。
2.本发明基于注采井网优化增加油藏驱替压力梯度从而提高驱油效率，同样也适用于基于注采参数优化即优化注水和产液结构调整相结合增加油藏驱替压力梯度从而改善中高含水期油田开发效果。“十三五”以来，渤海主力油田逐渐进入“双高”阶段，亟需开展强化水驱及增产挖潜以实现持续稳产。该发明方法指导绥中36-1、秦皇岛32-6、渤中28-2南、渤中25-1南等20多个油田分层配注、堵水、调驱等一体化改善水驱措施近4000井次，极大提高了纵向各类油层和平面各向的驱替压力梯度和驱油效率，有力保障了“双高”油田高效开发，改善了水驱开发效果，自然递减率由13.5％下降到10.8％，含水上升率由1.9％下降到1.3％，进一步丰富了海上油田“双高”阶段高效开发技术体系，在类似油田具有较高的推广价值。
附图说明
图1是本发明方法的流程示意图；
图2是本发明实施例秦皇岛32-6油田启动压力梯度与流度关系曲线图；
图3是本发明实施例秦皇岛32-6油田岩心不同流速下含水率与驱油效率关系曲线图；
图4是本发明实施例秦皇岛32-6油田不同驱替压力梯度下驱油效率与驱替压力梯度关系曲线图；
图5a至图5c分别是本发明实施例秦皇岛32-6油田中定向井五点井网、定向井联合水平井五点井网和水平井五点井网的调整井网示意图；
图6是本发明实施例秦皇岛32-6油田压力梯度与注采井距关系曲线图；
图7是本发明实施例秦皇岛32-6油田驱油效率与注采井距关系曲线图；
图8a是调整前的定向井反九点井网示意图，图8b是调整后的定向井联合水平井五点井网示意图。
具体实施方式
基于驱替压力梯度的陆相稠油油藏注采井网调整方法的核心是确定目标油田启动压力梯度及其对驱油效率的影响规律，以及建立以驱油效率最大化为目标并融合井型、井距和井网的立体注采井网驱油效率计算式。为更好地了解本发明的发明内容、特点及功效，兹例举以下实施例，并配合附图详细说明如下，具体流程见图1：
以海上秦皇岛32-6油田为例，该油田储层为河流相沉积，储层渗透率126～3200mD，平均3000mD；地层原油粘度78～260mPa·s，平均200mPa·s。初期采用定向井反九点井网开发，注采井距320～400m，平均360m，于2001年10月投产。基础井网开发条件下，预测采收率仅21.6％，亟需开发调整以改善油田开发效果。
步骤1，根据秦皇岛32-6油田储层物性，选取8组人造岩心，岩心气测渗透率93～2831mD，平均3000mD；根据地层原油粘度值，在室内恒温25℃下配置模拟油粘度71～266mPa·s，平均164mPa·s。将岩心饱和地层水，油驱建立束缚水饱和度后测量启动压力梯度，分析启动压力梯度与流度关系，如图2所示；
步骤2，选取一组岩心，岩心气测渗透率3000mD，配置模拟油粘度164mPa·s，测量驱替速度(驱替压力梯度dpL1)分别为0.4ml/min、0.7ml/min、1.0ml/min、1.3ml/min的驱油效率ED1，分析不同驱替速度(相当于不同驱替压力梯度dpL1)对驱油效率ED1影响关系，如图3所示；
步骤3，建立基于目标油田数字岩心的油水两相动态孔隙网络模拟模型，开展驱替压力梯度分别为0.003MPa/m、0.004MPa/m、0.005MPa/m、0.007MPa/m、0.009MPa/m、0.010MPa/m、0.012MPa/m、0.015MPa/m、0.020MPa/m、0.030MPa/m模拟研究，分析微观驱油效率ED2和驱替压力梯度dpL2的关系，如图4；并回归出驱油效率和目标油田流度与驱替压力梯度的关系式，即ED2＝Lg(K/μ)×(dpL2)0.17。孔隙网络模拟是将复杂的多孔介质理想化为互相连通的空隙网络，基于统计物理中的逾渗理论及微观渗流物理来模拟多孔介质中流体的微观流动机理和运移规律，不同于常规采取离散化数值方法来求解连续介质的数值模拟。
步骤4，利用复位势理论与势的叠加原理，以由1口注水井和4口生产井组成的五点井网为研究对象，如图5a至图5c，求取油层中某一点驱替压力梯度函数dp(x,y)，建立了井型、井距、井网相融合的立体注采井网驱替压力梯度函数dp(x,y)计算式:
式中：ED—驱油效率，％；dP(x,y)—驱替压力梯度，MPa/m；q—产量，m3/d；K—渗透率，10-3μm2；h—油层厚度，m；μ—地层原油粘度，mPa·s；re—泄油半径，m；rw—井筒半径，m；S—表皮系数，常数；Ψ—注采井距，m；L—水平井水平段长度一半，m；a—生产井型常数，0代表定向井，1代表水平井；b—注水井型常数，0代表定向井，1代表水平井。
步骤5，把步骤4中得到驱替压力梯度dp(x，y)代替步骤3中驱替压力梯度dpL2，得到油层中某一点驱油效率计算式ED(x,y)＝Lg(K/μ)×[dp(x,y)]0.17，从而建立以驱油效率最大化为目标,并融合井型、井距和井网的立体注采井网驱油效率函数ED(x,y)计算式：
步骤6，根据步骤4中立体注采井网驱替压力梯度计算式、步骤5中立体注采井网驱油效率计算式，以注采井距为横坐标，以驱替压力梯度、驱油效率为纵坐标，做出不同井型(定向井、定向井联合水平井、水平井)时驱替压力梯度与注采井距、驱油效率与注采井距关系曲线图版，如图6、7。
由图6、7可知：(1)通过缩小注采井距能够提高驱替压力梯度，从而提高驱油效率。当注采井距大于500m时，油藏压力梯度小于0.005MPa/m，尚未克服启动压力，此时多孔介质中以水膜流动为主，而活塞式和孔隙体填充占比例少，因此驱油效率小于60.0％。随着注采井距由500m逐渐缩小到200m时，驱替压力梯度增加到0.00892MPa，完全克服启动压力，此时以活塞式驱替为主，驱油效率达到65.6％。(2)与定向井相比，水平井能够提高驱替压力梯度35～40％，从而提高驱油效率5.0％～6.0％，因此对于海上稠油油藏水平井网最佳，其次是定向井与水平井联合井网。(3)在井网井型和井距一定条件下，当表皮系数为0、5、10时驱替压力梯度和驱油效率差异较大，因此通过改善井筒完善程度能够提高驱替压力驱替，从而提高驱油效率。综合上述分析，结合秦皇岛32-6油田初期采用定向井反九点井网，确定秦皇岛32-6开发调整策略为定向井联合水平井注采井网，注采井距由360m调整为220m，如图8a和图8b所示。秦皇岛32-6油田开发调整于2013年6月开始实施，2015年7月全部完成，总共实施了124口水平井，初期平均单井产油量65m3/d，是老井的3倍；初期含水率22％，而老井含水率86％。通过开发调整，秦皇岛32-6油田综合含水由88％下降到79％，采油速度由0.8％提高到2.1％，采收率由21.6％提高35.6％。
本发明并不限于上文描述的实施方式。以上对具体实施方式的描述旨在描述和说明本发明的技术方案，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，并不是限制性的。在不脱离本发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，本领域的普通技术人员在本发明的启示下还可做出很多形式的具体变换，这些均属于本发明的保护范围之内。
Claims (5)
1.一种基于驱替压力梯度的陆相稠油油藏注采井网调整方法，其特征在于，具体步骤如下：
步骤1.根据目标油田储层物性和流体性质，开展启动压力梯度的室内实验，分析启动压力梯度λ与流度K/μ关系，确定目标油田启动压力梯度存在的流度范围；
步骤2.开展水驱油室内实验，分析不同驱替压力梯度的实验值dpL1对驱油效率ED1的影响；
步骤3.基于步骤1、2得到的实验结果，利用目标油田数字岩心，建立油水两相动态孔隙网络模拟模型，分析驱油效率ED2和驱替压力梯度的油藏值dpL2的关系；
步骤4.利用复位势理论与势的叠加原理，以由1口注水井和4口生产井组成的五点井网为研究对象，求取油层中某一点驱替压力梯度函数dp(x,y)，建立井型、井距、井网相融合的立体注采井网驱替压力梯度函数dp(x,y)计算式；
步骤5.结合步骤3、4，得到油层中某一点驱油效率函数ED(x,y)计算式，提出以驱油效率最大化为目标并融合井型、井距和井网的立体注采井网驱油效率函数ED(x,y)计算式；
步骤6.利用步骤4中立体注采井网驱替压力梯度函数dp(x,y)计算式、步骤5中立体注采井网驱油效率函数ED(x,y)计算式，以注采井距为横坐标，以驱替压力梯度、驱油效率为纵坐标，分别做出不同井型时驱替压力梯度与注采井距、驱油效率与注采井距关系曲线图版，指导井型、井距、井网的优化设计；所述井型包括定向井、定向井联合水平井、水平井。
2.根据权利要求1所述的基于驱替压力梯度的陆相稠油油藏注采井网调整方法，其特征在于，步骤1中，确定目标油田启动压力梯度存在的流度范围是指通过开展目标油田流度范围内启动压力梯度室内实验，找到启动压力梯度存在与不存在的流度界限值，并回归分析若干组启动压力梯度与流度实验值，得到启动压力梯度λ与流度K/μ的关系。
3.根据权利要求1所述的基于驱替压力梯度的陆相稠油油藏注采井网调整方法，其特征在于，步骤3中，建立油水两相动态孔隙网络模拟模型，在油水微观渗流中考虑启动压力和水膜传导率的动态变化，研究目标油田流度K/μ范围内不同驱替压力梯度dpL2下多孔介质中稠油微观流动机理、运移规律和驱替形态及其动态变化规律，揭示目标油田微观驱油效率ED2和驱替压力梯度dpL2的关系，即ED2＝Lg(K/μ)×(dpL2)n，K指渗透率，μ指地层原油粘度，其中n为常数，能够通过多个模拟数据点回归分析确定。
4.根据权利要求1所述的基于驱替压力梯度的陆相稠油油藏注采井网调整方法，其特征在于，步骤4中，立体注采井网驱替压力梯度函数dp(x,y)计算式如下:
式中：ED—驱油效率，％；dP(x,y)—驱替压力梯度，MPa/m；q—产量，m3/d；K—渗透率，10-3μm2；h—油层厚度，m；μ—地层原油粘度，mPa·s；re—泄油半径，m；rw—井筒半径，m；S—表皮系数，常数；Ψ—注采井距，m；L—水平井水平段长度一半，m；a—生产井型常数，0代表定向井，1代表水平井；b—注水井型常数，0代表定向井，1代表水平井。
5.根据权利要求1所述的基于驱替压力梯度的陆相稠油油藏注采井网调整方法，其特征在于，步骤5中，将步骤4中得到的驱替压力梯度函数dp(x，y)代替步骤3中驱替压力梯度dpL2，得到油层中某一点驱油效率函数ED(x,y)计算式ED(x,y)＝Lg(K/μ)×[dp(x,y)]n，利用该计算式能够根据目标油田储层物性和流体性质，优化合理井型、井网和注采井距，以提高油藏的驱油效率和水驱采收率。
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- 2021-12-28 CN CN202111628342.4A patent/CN114320271B/zh active Active
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