李承龍
(1.中國石油大慶油田有限責任公司 勘探開發研究院,黑龍江 大慶 163712;2.黑龍江省油層物理與滲流力學重點實驗室,黑龍江 大慶 163712)
特低滲透油藏儲層物性差,滲透性差[1-5]。流體滿足低速非達西滲流,滲流阻力大[6-8]。油層受壓敏效應影響嚴重,滲透率損失嚴重,啟動壓力梯度增加,加劇了建立有效驅替的難度,導致開發效果及效益差[9-12]。井網加密是改善油藏開發效果的重要調整措施,注采井距過大,滲流阻力大,注采井間壓力消耗大,無法建立有效驅替;注采井距過小,開發成本增加,效益變差[13-14]。因此,針對特低滲透油藏地質條件及開發技術政策,采用合理注采井距對油藏的有效開發具有極重要的意義。
針對特低滲透油藏,傳統技術極限井距計算方法存在兩點不足,一是未考慮壓敏效應對注采井間驅替壓力分布的影響[15-18],二是未考慮壓敏效應引起啟動壓力梯度發生動態變化的問題[19-20],導致此類方法不符合特低滲透油藏礦場實際情況。為滿足開發需求,該研究首先建立了考慮壓敏效應的單井產量計算公式,根據公式分析壓敏效應對注入井和采油井井底附近驅替壓力(邊界供給壓力與井底壓力之差)的影響,其次建立了基于壓敏效應的變啟動壓力梯度計算公式,明確地層壓力對啟動壓力梯度的影響。結合傳統計算公式,推導考慮壓敏效應的技術極限井距計算公式,形成適用于特低滲透油藏的技術極限井距計算方法,為油田的開發調整提供技術保障。
考慮到滲透率的壓力敏感性,將滲透率與壓敏系數關系式帶入到單井產量計算公式,積分得到考慮壓敏效應產量計算公式[21]:
(1)
式中:K0為原始滲透率,mD;M為壓敏系數,MPa-1;K為當前地層壓力下的滲透率,mD;ph為供給壓力,MPa;rh為供給半徑,m;rw為井半徑,m。
油井產量
(2)
水井產量
(3)
即:
(4)
由式(2)和式(4),油水井附近的驅替壓力分別為:
油井附近驅替壓力
(5)
水井附近驅替壓力
(6)
式中:Mo為采油井井底附近儲層壓敏系數,MPa-1;Mw為注入井井底附近儲層壓敏系數,MPa-1;ΔP1為采油井附近驅替壓力,MPa;ΔP2為注入井附近驅替壓力,MPa。
考慮壓敏效應條件下的注采井間驅替壓力可表示為:
(7)
為了簡化問題,令ph=pi,則上式可整理為:
(8)
將滲透率與壓敏系數關系式帶入到流度與啟動壓力梯度關系式[22],得到的基于壓敏效應的變啟動壓力梯度計算公式為:
(9)
根據上式可知,與傳統認識相比,考慮壓敏效應條件下的啟動壓力梯度是動態變化的,與流度、壓敏系數、原始地層壓力及目前地層壓力有關。
傳統技術極限井距計算公式為:
(10)
其中:
ΔP=Pe-Pw
(11)
式中:ΔP為驅替壓力,MPa;R為技術極限井距,m;Pe為注入井井底壓力,MPa;Pw為采油井井底壓力,MPa。
將式(7)、式(8)和式(9)帶入式(10),得到基于壓敏效應的變啟動壓力梯度技術極限井距計算公式為:
(12)
通過對比分析,傳統計算公式僅考慮了驅替壓力、靜態啟動壓力梯度與井距的關系;該文所建立技術極限井距計算公式中考慮因素全面,包括原油流度、原始地層壓力、目前地層壓力、基于壓敏效應的驅替壓力等因素,可完善地描述特低滲透油藏儲層及開發特征。
當不考慮壓敏系數時,式(12)兩端可整理為:
(13)
求極限并化簡可得到:
(14)
進一步整理得到式(10),證明公式推導過程的準確性。
以大慶長垣外圍肇源油田Y-4區塊為例,利用所建立模型分析滲透率、注采壓差、地層壓力保持水平、原油黏度及壓敏系數與極限注采井距的關系。截至2019年底,Y-4區塊滲透率為1.5 mD,地下原油黏度為9.3 mPa·s,原始地層壓力為14.8 MPa,目前地層壓力7.3 MPa,破裂壓力為13.3 MPa,注水井注水壓力為13.3 MPa,油井井底流壓為2.6 MPa,埋深為1 002 m,井筒半徑為0.127 m,啟動壓力梯度為0.152 3 MPa/m,采油井端壓敏系數為0.035 6/MPa,注水井端壓敏系數為0.035 6/MPa。肇源油田滲透率與啟動壓力梯度的關系見式(15),滲透率與壓敏系數關系見式(16)和式(17)。
λ=0.221K-0.857
(15)
采油井端滲透率與壓敏系數關系
Mo=0.043 2e-0.129 8K
(16)
注水井端滲透率與壓敏系數關系
Mw=0.004 3e-0.129 8K
(17)
圖1為滲透率與技術極限井距關系曲線。隨著滲透率的變大,技術極限井距逐漸變大。滲透率越大,啟動壓力梯度越小,壓敏效應影響越小,利用新方法計算的技術極限井距越大,越容易建立有效驅替;當滲透率小于2 mD時,滲透率與技術極限井距呈非線性變化,滲透率大于2 mD時,二者呈近似線性變化;與傳統方法計算結果相比,利用新方法計算的技術極限井距進一步減小6~20 m,平均減小16 m。
圖1 滲透率與技術極限井距的關系曲線Fig.1 Relationship curve between permeability and technical limit well spacing
圖2為地層壓力保持水平與技術極限井距關系曲線。地層壓力保持水平對傳統方法計算結果沒有影響,與該文推導公式計算結果呈正相關;地層壓力保持水平越高,壓敏效應影響程度越弱,滲透率損失越小,啟動壓力梯度增幅越小,地層能量越充足,利用新方法計算的技術極限井距越大;地層壓力保持水平與技術極限井距呈線性關系;當地層壓力保持水平為70%時,與傳統方法相比,采用新方法計算結果為34.6 m,技術極限井距需要進一步縮小10.4 m,當地層壓力保持水平為100%時,采用新方法計算結果為40.2 m,技術極限井距需要進一步縮小4.8 m。為了實現有效驅替,特低滲透油藏需要保持較高的地層壓力保持水平。
圖2 地層壓力保持水平與技術極限井距的關系曲線Fig.2 Relationship curve between formation pressure retention level and technical limit well spacing
圖3為注入壓力與技術極限井距關系曲線。注入壓力越高,注采壓差越大,驅替壓力越大,技術極限井距越大,越容易形成有效驅動體系;注入壓力與技術極限井距呈線性關系,隨著注入壓力的增大,采用新方法計算結果增幅較??;與傳統方法計算結果相比,利用新方法計算的技術極限井距進一步減小10~13 m,平均減小11 m。特低滲透油藏可通過提高注入壓力實現有效開發。
圖3 注入壓力與技術極限井距的關系曲線Fig.3 Relationship curve between injection pressure and technical limit well spacing
圖4為采油井井底流壓與技術極限井距關系曲線。采油井井底流壓越大,注采壓差越小,驅替壓力越小,能量損失越嚴重,所需技術極限井距越??;采油井井底流壓與技術極限井距呈線性關系;與傳統方法計算結果相比,利用新方法計算的技術極限井距進一步減小9~14 m,平均減小11 m。降低采油井井底流壓,更容易建立有效驅替。
圖4 采油井井底流壓與技術極限井距的關系曲線Fig.4 Relationship curve between bottomhole flow pressure and technical limit well spacing
壓敏系數是表征儲層壓力敏感程度的物理量,壓敏系數越大,壓敏效應越強,儲層滲透率變化越明顯。圖5為壓敏系數與技術極限井距關系曲線,壓敏效應對傳統方法計算結果無影響;壓敏效應越大,滲透率損失越大,啟動壓力梯度越大,利用新方法計算技術極限井距越小,區塊越不易形成有效驅動體系;壓敏效應與技術極限井距呈非線性關系;與傳統方法計算結果相比,利用新方法計算的技術極限井距進一步減小3.5~18 m,平均減小11.3 m。
圖5 壓敏效應與技術極限井距的關系曲線Fig.5 Relationship curve between pressure sensitive effect and technical limit well spacing
圖6為啟動壓力梯度與技術極限井距關系曲線。啟動壓力梯度對技術極限井距影響較大,啟動壓力梯度越大,技術極限井距越小,兩者呈非線性關系。啟動壓力梯度越大,滲流阻力越大,建立有效驅替難度越大。與傳統方法計算結果相比,利用新方法計算的技術極限井距進一步減小11.4~15.2 m,平均減小11.8 m。
圖6 啟動壓力梯度與技術極限井距的關系曲線Fig.6 Relationship curve between starting pressure gradient and technical limit well spacing
為了實現有效驅替,改善Y-4區塊開發效果,2018年7月采取油水井對應壓裂措施,根據傳統技術極限井距計算結果(64 m),優化設計壓裂規模,壓后注采井兩端裂縫間距為50~72 m,區塊初期吸水能力較強,但注入壓力呈快速上升趨勢,而注入量持續下降,區塊仍未建立有效驅替。
利用新公式計算結果為47 m,小于區塊實際井距。2019年11月,根據技術極限井距計算結果,重新優化設計壓裂規模,選取1個井組實施二次壓裂措施,壓后該井組注入能力大幅度提升,產量明顯增加,由4.8 m3/d上升至6.0 m3/d,注入壓力由15.3 MPa下降至12.6 MPa,井組日產油量由1.7 t/d上升至4.6 t/d,日產液量由2.8 t/d上升至6.6 t/d,截止至2020年3月,該井組日產液量為5.7 t,證明該井組在二次壓裂后已形成有效驅替。表1結合礦場實際情況,驗證了該文所建公式計算結果更符合礦場實際情況。
表1 Y-4區塊基本參數統計表(2018.7)Table 1 Statistical table of basic parameters of block Y-4
圖7為Y-4-W1注入井生產曲線。
圖7 Y-4-W1注入井生產曲線Fig.7 Y-4-W1 injection well production curve
表2為Y-4-W1井組壓裂前后生產情況。
表2 Y-4-W1井組壓裂前后生產情況Table 2 Production situation of well group Y-4-W1 before and after fracturing
1)利用考慮壓敏效應的滲透率計算公式及啟動壓力梯度計算公式,推導了考慮原始地層壓力及目前地層壓力的啟動壓力梯度計算公式;利用考慮壓敏效應的單井產量計算公式,建立了注采井附近的驅替壓力計算公式。
2)通過分析所建模型參數得出,滲透率越大,注入壓力越大,地層壓力保持水平越高,采油井井底流壓越小,壓敏效應影響越小,技術極限井距越小,啟動壓力梯度越大,越容易建立有效驅替。
3)與傳統方法計算結果相比,考慮壓敏效應條件下,該文所建模型計算技術極限井距需進一步縮小3.5~20 m,平均縮小10 m以上。
4)Y-4-W1井組根據該文計算結果優化設計壓裂規模后,注入能力及生產能力明顯改善,動態數據證明了該井組已經成有效驅動體系。