特高含水后期层系井网及注采优化方法与应用——以S油田T块为例

时间：2024-11-07

赖书敏赵文佳苏建

1.浙江城建煤气热电设计院, 浙江杭州 310030;2.中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

S油田T块是一个北高南低的穹隆背斜构造油藏,含油面积19.1 km2,石油地质储量 3 740×104t,平均有效厚度10.9 m,平均孔隙度30%,渗透率范围100～2 800 mD。油藏发育3个砂层组,17个含油小层,其中1砂层组砂体大面积分布,2、3砂层组条带状分布。1964年投入开发,先后经历了天然能量开发阶段、注水开发阶段、边部加密完善阶段、加密井网综合治理阶段、注聚开发阶段、后续水驱开发阶段,目前进入特高含水开发后期。主要开发矛盾有如下三个。

1)纵向小层多,层间干扰严重。调整前采用一套层系开发,从单采井情况看,1砂层组单井液量是2、3砂层组的2倍左右,含水97.2%,采出程度35%,2、3砂层组主力层含水平均93.5%,采出程度为29%,非主力层采出程度仅为22%。

2)平面井网完善性差。注聚开发阶段未对层系井网实施调整,由于套损、套坏、改层等原因,后续水驱开发阶段井网适应性逐渐变差。

3)注采不平衡矛盾突出。单井最大日产液量与最小日产液量相差8倍左右。

1 优化方法研究

1.1 纵向近阻组合优化方法

传统层系细分重组以静态指标为主,不能反映特高含水后期层间剩余油差异分布特征,重组过程中难以综合考虑多种指标[1-5]。进入特高含水后期,综合考虑渗透率、原油黏度、油层厚度等静态因素以及剩余油饱和度、压力系数等动态因素对层间干扰的影响[6-10],提出以拟渗流阻力级差为主要指标,建立了特高含水后期纵向近阻组合优化方法。

两相渗流时,由达西定律得到产液量公式为：

(1)

式中:Qt为产液量,m3;ko为油相有效渗透率,mD;kw为水相有效渗透率,mD;μo为地层原油黏度,mPa·s;μw为地层水黏度,mPa·s;A为渗流截面积,m2;L为渗流截面间的距离,m;Δp为渗流截面间的压力差,MPa;R为渗流阻力,mPa·s/(μm2·m)。

其中拟渗流阻力参数的计算公式为：

(2)

式中:R′为拟渗流阻力,mPa·s/μm2。它表示的物理意义是随饱和度变化的油水两相渗流能力。

根据S油田T块油藏的小层个数、有效厚度、渗透率、原油黏度等基本物性参数分布情况,建立了100～1 000 mD、100～1 500 mD、100～2 000 mD、100～3 000 mD四个不同渗透率分布范围的多层相似概念模型,数值模拟计算得到不同渗透率分布范围对应的拟渗流阻力级差与采出程度的关系曲线,见图1。结果表明,随着拟渗流阻力级差的增大,开发效果变差,拟渗流阻力级差在4～5内时关系曲线出现突变点,因此在特高含水后期层系重组时拟渗流阻力级差应控制在4～5以内。

图1 不同渗透率分布范围拟渗流阻力级差与采出程度关系曲线图

同时对于纵向上受储层韵律性及隔夹层控制、顶部剩余油富集的厚层单元,层内通过堵剂对高渗透层段进行封堵[11-15],实现深部液流转向,可以进一步提高纵向上均衡驱替程度[16-17]。

1.2 平面矢量井网及矢量注采优化方法

特高含水期以前主要考虑不同方向渗透率、油层厚度等因素影响,其均衡驱替标准是注入水到达周围每口生产井时间相同[18-21]。特高含水后期主要考虑储层动态非均质性影响,此阶段均衡驱替标准可表述为各注采控制面积内平均含水饱和度方差最小[22-24]。因此,平面矢量井网优化和矢量注采优化目标函数取各注采控制面积内平均含水饱和度方差最小化。

(3)

矢量井网优化过程中需要对井位进行必要的约束以保证井位不会越过边界[6]。因此,加上边界约束:

(X+ΔX,Y+ΔY)∈Ω

(4)

式中:Ω为油藏含油面积，m2。

矢量注采优化是在矢量井网优化基础上,进一步改善油藏驱替的均衡程度,优化过程中需要对压力、总配注量、总配产量进行必要的约束,其中压力约束是保证井底压力在合理范围内,不会出现压力过低或者压力过高压裂地层[6]。

pmin

(5)

式中:pi为井底压力,MPa;pmin为最小井底压力,MPa;pmax为最大井底压力,MPa。

2 应用实例

2.1 纵向近阻组合优化

针对S油田T块油藏层间干扰严重的问题,根据纵向近阻组合优化方法,由调整前的一套层系细分为1和2～3两套层系，其中1砂层组为一套层系，2～3砂层组为一套层系。调整后,拟渗流阻力级差由一套层系的5.96下降为1层系的3.2和2～3层系的3.8,见表1。油藏数值模拟预测结果表明,综合含水达到98%时,细分调整方案比细分前方案提高采出程度2.7%,明显地改善了油藏开发效果。

表1 S油田T块特高含水后期层系重组方案表

2.2 平面矢量井网及矢量注采优化

2.2.1 平面矢量井网优化

通过平面矢量井网优化方法部署1层系和2～3层系新井井位,优化后,1层系平均井距300 m,2～3层系平均井距280 m。选取中部典型井组进行深入分析,优化结果表明,油井井位向剩余油高饱和度区域偏移75 m,非主流线区域流线增多,油井受效方向增加,井组区域剩余油饱和度方差下降7%,驱替更加均衡,见图2。

a)优化前井网

2.2.2 矢量注采优化

通过矢量注采优化方法优化注采结构,优化后,1层系液量变化超过30%的井共17口,占总井数的10%,2～3层系液量变化超过30%的井共14口,占总井数的9%。同样选取中部典型井组进行深入分析,优化结果表明,对液量重新进行调配,调整幅度大的井占到38%,剩余油富集区流线增多,高度水淹区流线减少,井组区域剩余油饱和度方差下降5%,驱替更加均衡,见图3。

2.3 实施效果

调整后,S油田T块油藏注采对应率由调整前的83.8%上升至89%,水驱储量控制程度由87%上升到92.5%,单元日产液能力由6 309 t上升到 7 006 t,日产油能力由265.4 t上升至324.4 t,含水由95.8%下降到95.34%,自然递减由11.5%下降为5.3%,提高采收率3.2个百分点。