多层合采复杂水淹层产能预测新方法

多层合采复杂水淹层产能预测新方法

s油田是渤海东湾海域的大型拖地斜坝油油田。油田自1993年投产,目前综合含水已达70%,处于中高含水阶段。为了定量分析储层水驱动用状况,为油田后续的综合调整研究提供实践依据,在A30井组设计4口先导试验调整井。A30井组位于断层附近,受岩性、沉积微相、微构造及断层等因素控制,油水关系较为复杂。同时受周围油水井注水开发影响,水淹机理及水洗状况更加复杂,产能评价较为困难。根据A30井组中密闭取心井3井的取心资料,以实验研究和测井资料为基础,科学划分小层水淹级别,分小层和水淹级别预测调整井的产能。本次研究中建立了一套新的调整井产能预测新方法,为有效射孔层位的选取、老井挖潜层位的确定及调整井产能评价等提供理论依据。1新井工厂建成预测1.1洪水等级分类1.1.1水相对渗透率测定相渗曲线是研究储层在注水开发条件下的油水两相流动状况,揭示不同含水饱和度下油水运动规律。模拟地下油水关系,分别运用稳态法和非稳态法进行油水相对渗透率测定,根据物性等参数将试验所得相渗曲线分类、归一化处理,并通过数值模拟软件利用实际生产数据进行验证,最终确定了和本油田实际生产情况相吻合的油、水相对渗透率关系曲线(图1)。同时以相渗曲线为基础,根据式(1)—式(3),绘制含水率与无因次采油采液曲线(图2)。式中:Jw—无因次采液指数;Jo—无因次采油指数;Kro—油相相对渗透率;Krw—水相相对渗透率;μw—水相黏度;μo—油相黏度;fw—含水率。1.1.2激发油层内的早期束缚水饱和度计算驱油效率首先需当前和原始的含水饱和度数据。目前的含水饱和度利用调整井实测测井曲线,根据岩心分析资料所确定的饱和度相关参数,然后采用OIP岩石物理评价传统方法对孔隙度、泥质含量数据进行标定,最后用印尼公式计算得到目前含水饱和度。原始含水饱和度通常将油田开发初期油基泥浆取心井或密闭取心井的束缚水饱和度与各项物性参数建立回归关系式,建立原始束缚水饱和度计算模型,从而得到产层的原始束缚水饱和度。然而出于节约成本的考虑,海上油田开发初期没有进行密闭取心,所以常规的束缚水饱和度求取方法无法实施。考虑到在原状油层中,物性与含油性有一定规律,即孔隙度、泥质含量与深电阻率之间有相关性,而孔隙度、泥质含量可以合并成测井解释有效孔隙度,所以,在周边井建立测井解释有效孔隙度与深电阻率的关系。统计结果证实,本油田油层深测向电阻率与测井有效孔隙度的相关性很好(图3),所以最终利用这一规律通过统计分析在油层段建立用物性反演原始电阻率的模型,从而得到原始束缚水饱和度。进而由式(4)得到产层的驱油效率:式中:η—驱油效率,小数;Sw—产层的目前含水饱和度;Swi—产层原始束缚水饱和度。1.1.3回采水偏井水淤层划分根据取心井水淹层岩心分析结果,结合测井解释成果及周边井的生产动态,同时参照中国石油天然气总公司规定的水淹层划分标准SY/T6718-2000,将产层划分为4个不同水淹级别(见表1)。1.2预测生产能力的参数选择1.2.1调整井全井段厚度参考测井解释成果,根据各流动单元水淹程度的差别,分小层统计调整井井点所钻遇目的油层中不同水淹级别的厚度,此厚度之和即为该调整井全井段的有效厚度。考虑含水影响,通常强水淹层不射开:式中:hi为各小层不同水淹级别下的射开厚度。1.2.2调整井区地饱压差油井投产初期生产压差过大会导致锥进或指进,过早形成窜流。生产压差过小又可能不足以驱动启动压力较大的中、低渗透带油层,特别是当储层非均质性较强及存在低渗透带和薄夹层时,这种影响更明显。从完井工艺和油藏饱和特征等方面综合考虑调整井投产初期的合理生产压差,分析认为调整井区的开发井均为防砂完井。实际生产情况表明,生产压差为5.0MPa时油井生产正常,所以生产压差可以满足完井工艺的要求,而调整井区地饱压差为2.8MPa。若地层压力保持在饱和压力附近,流压在低于饱和压力20%左右,近井地带脱气对采油指数影响不明显。结合油井投产初期生产动态特征及生产压差测试的结果,确定调整井生产压差为2.5MPa。1.2.3无因次开采指数确定选择调整井所在区块或平台评价井的试油资料及生产井系统试井的测试结果,分平台确定调整井投产初期的比采油指数。因为投产初期含水率为0,所以投产初期的米采油指数与初期的米采液指数相等。确定无因次采油采液指数,其关键是根据划分的小层水淹级别确定小层含水。参考周边油井产液剖面及分层产能测试结果,最终取各个水淹级别的含水中值来代替该水淹层的含水值(见表1),从而根据含水与无因次采油采液曲线(图2),即可确定对应含水率下的无因次采油和采液指数。1.2.4层间干扰系数平均最大平均有4.3储层非均质性对层间干扰及注水开发的波及系数影响甚大,而渗透率优劣最能体现非均质性的差异。根据测井解释渗透率及岩心分析渗透率,求得生产井的变异系数及单层突进系数,变异系数为0.95~1.97(平均1.3左右),单层突进系数为3~14(平均7.0左右),由此可见本油田非均质性相当强。同时生产井均为多层合采,层间压力分布不均匀,渗透率层间差异大,高渗层流体渗流较快,含水高,易导致单层突进;而低渗层则易被屏蔽,剩余油富集,大段合采时必然会影响全井段的导流能力。S油田大量的分层测试和卡堵层统计资料显示,层间干扰系数为0.4~0.7。考虑到目前S油田目前处于中高含水期,调整井均打在油井间剩余油富集区,中、强水淹层均已避射,调整井投产初期含水较低,层间干扰能力相对较小;所以选择0.7作为全井综合干扰系数,即30%的产能受层间干扰等因素影响不能发挥而损失掉。1.3《油水产品水情况》,其复配公式如下利用无因次采液采油指数分小层计算油井产量,各小层产量之和即为全井产能。式中:Qo—产油量,m3/d;Jo—不同水淹级别对应的无因次采油指数;PIi—初始米采油指数,m3/(d·MPa·m);H—不同水淹级别下的射开厚度,m;ΔP—生产压差,MPa;C—综合干扰系数。式中:QL—产液量,m3/d;JL—不同水淹级别对应的无因次采液指数。2调整井区产能S油田的1、2、3、4井是A30井组的4口先导试验调整井,目的层东二下段储层为三角洲前缘沉积,孔隙度分布区间为28%~35%,平均为31%;渗透率分布于(100~10000)×10-3μm2之间,平均为2000×10-3μm2;油层纵向上仍然分为Ⅰ、Ⅱ油组,其中Ⅰ、Ⅱ油组又细分为14个小层。根据邻近平台生产井的初期比采,确定调整井区的初期比采为1.64m3/(d·MPa·m)。利用新的水淹层产能评价方法预测4口调整井的初期产能,并与实际投产后的产能相对比(表2)。4口井平均产能和实际产能接近,含水相差不到10%,说明本方法具有较高的精确度和实用性。3地层水淤级别和地层水产品均或比小层剥削程度预测高含水期调整井区纵向上水淹不均,采用常规的