王麗影,周 震,陳世紀,李 明,薛云鑫
(延安大學 石油工程與環(huán)境工程學院,陜西 延安 716000)
鄂爾多斯盆地低滲/特低滲儲層具有豐富的油氣資源,目前已經(jīng)進行了40余年的規(guī)模開發(fā),隨著開采的進行,大量的油水同層生產(chǎn)井投入開發(fā)。不同于常見油層生產(chǎn)井的含水率從0開始,呈凸型、S型或凹型上升[1-3]。油水同層生產(chǎn)井開井即擁有較高的含水率,并在很長一段時間內(nèi)含水率保持穩(wěn)定。一些學者在評價注水效果時也發(fā)現(xiàn)了常規(guī)用于評價注水利用率的計算公式,如水驅(qū)指數(shù)、存水率、耗水率等在評價生產(chǎn)井時嚴重失真,高博禹等[4]和聶仁仕等[5]通過定義廣義存水率,解決了邊底水水侵油藏計算結(jié)果失真的問題。楊二龍等[6]和蔡厥珩等[7]將相滲曲線擬合結(jié)果代入存水率公式應用于常規(guī)油藏高含水期指標預測,高濤等[8]發(fā)現(xiàn)了傳統(tǒng)的注水評價方法在油水同層井上的適用性較差,并在應用預測公式時,結(jié)合甲型水驅(qū)特征曲線和巖心相滲曲線特征,將童氏圖版的統(tǒng)計常數(shù)進行了修正,但沒有矯正存水率等評價指標,未從根本上解決失真的問題。
本文針對F井區(qū)油水同層生產(chǎn)井進行生產(chǎn)特征分析,發(fā)現(xiàn)此類井在生產(chǎn)初期會產(chǎn)出大量的伴生水,在應用常規(guī)存水率、耗水率等公式進行注水效果評價時,如果不消除伴生水的影響,就會造成計算結(jié)果失真,因此,準確扣除伴生水的影響成為解決問題的關鍵。進一步分析水驅(qū)油機理,研究油水同層生產(chǎn)井含水率變化特征及變化原因,提出了根據(jù)油井見水時間確定生產(chǎn)井產(chǎn)出注入水量,并進行注水效果評價指標修正,并將修正后的評價指標用于F井區(qū)油水同層生產(chǎn)井的開發(fā)效果評價,評價結(jié)果符合油田開發(fā)實際。
F井區(qū)位于陜西省延安市,屬于鄂爾多斯盆地特低滲油田,工區(qū)面積14.42 km2。2006年開始注水開發(fā),目前共有注水井36口,生產(chǎn)井159口。沉積微相主要為分流河道,邊底水不發(fā)育,儲層為油水同層。儲層平均孔隙度10%,平均滲透率0.11×10-3μm2,地層原油黏度6.912 mPa·s,油氣比為12,壓恢試井導壓系數(shù)0.629 cm2/s,原始地層壓力5.0 MPa,平均注水壓力6.5 MPa。生產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)油0.51 t,平均初始含水率71%,開井即擁有較高的含水率,目前平均單井日產(chǎn)油0.06 t,綜合含水率82%。
本區(qū)塊注采井組生產(chǎn)井典型開采特征曲線如圖1所示,油水同層井生產(chǎn)開發(fā)過程分3個階段,第I階段為自然遞減階段,該階段生產(chǎn)井產(chǎn)油量呈衰竭式遞減,遞減率較大,含水率基本穩(wěn)定,約為67%;第II階段為注水見效階段,此階段產(chǎn)油量遞減速度減緩并趨于穩(wěn)定,含水率出現(xiàn)較明顯的波動,但平均含水率較第Ⅰ階段的變化不大,約為65%。第III階段為油井見水階段,此階段含水率突然增高(圖1中含水率從63%突增至82%),產(chǎn)油量下降,并且隨著注入水的推進,含水率逐漸升高。
圖1 F井區(qū)注采井組典型生產(chǎn)特征曲線
為了弄清油水同層生產(chǎn)井含水率變化的原因,分析油井產(chǎn)出水的來源,進行水驅(qū)油機理分析。由于儲層為油水同層,儲層中本身含有可以流動的伴生水,且儲層親水,伴生水分布于小孔喉或大孔喉的邊角隅中,在開采前處于分散狀態(tài),如圖2A中尚未動用區(qū)所示。當生產(chǎn)井開始生產(chǎn)時,生產(chǎn)井井底形成低壓區(qū),可流動的伴生水和可流動的原油在地層壓力的驅(qū)替下流入生產(chǎn)井并采出地面,儲層原始含水飽和度越大,可流動的伴生水越多,生產(chǎn)井采出的水就越多,初期含水率就較高。本區(qū)塊原始含水飽和度均高于50%,故初始含水率較高,如圖1所示,初始平均含水率71%。在開采初期,生產(chǎn)井周圍雖然有注水井,但注入水前緣尚未到達生產(chǎn)井動用區(qū)域,如圖2A所示。注入水波及區(qū)和生產(chǎn)井動用區(qū)之間存在尚未動用區(qū),生產(chǎn)井動用區(qū)內(nèi)伴生水在地層壓差的作用下形成水流通道,流向生產(chǎn)井,此時油井產(chǎn)出水主要為生產(chǎn)井動用區(qū)的伴生水,產(chǎn)水率較為穩(wěn)定,尚未動用區(qū)的伴生水自然分散于油藏內(nèi)部,沒有形成有效的水流通道,不參與流動,生產(chǎn)井處于開采的第I階段,油井產(chǎn)量呈衰竭式遞減。隨著開采的進行,注入水前緣到達生產(chǎn)井動用區(qū)域并繼續(xù)向前推進,如圖2B所示。生產(chǎn)井的生產(chǎn)特征開始受到注入水的影響,生產(chǎn)開采進入第II階段,注入水開始為生產(chǎn)提供驅(qū)油能量,生產(chǎn)井由于受到能量補充,產(chǎn)油量遞減速度減緩并趨于穩(wěn)定,注水見效。注入水在驅(qū)動地層油開采的同時也驅(qū)動伴生水的流動,受儲層非均質(zhì)性的影響,含水率波動較大,此時油井產(chǎn)出的仍然主要為伴生水。隨著開采的進行,注入水前緣最終推進到生產(chǎn)井井底,進入了生產(chǎn)開采的第Ⅲ階段,如圖2C所示。生產(chǎn)井見水,含水率突然增大,并且隨著注入水的推進,含水率逐漸升高,此時生產(chǎn)井的產(chǎn)水主要來自注入水。由于注入水形成了滲流的優(yōu)勢通道,產(chǎn)油量開始降低,最終降低到極限產(chǎn)油量后關井。由上面分析可以看出,在前2個階段,生產(chǎn)井采出的水主要是油層伴生水,只有注入水前緣推進到生產(chǎn)井井底后,生產(chǎn)井才開始采出注入水。要區(qū)分生產(chǎn)井采出的水是油層伴生水還是水井的注入水,必須明確生產(chǎn)井的見水時間。
圖2 F井區(qū)油水同層生產(chǎn)井注采井組水驅(qū)油過程示意圖
見水時刻是指在注水開發(fā)井網(wǎng)中,注入井中的注入水最先到達生產(chǎn)井井底的時刻,即油井采出注入水的時刻。對于無伴生水的常規(guī)油井,生產(chǎn)井投產(chǎn)時不產(chǎn)水,此時的見水時刻很好確定,即生產(chǎn)井開始采出水的時刻即為見水時刻。但是,對于含有伴生水的油水同層生產(chǎn)井,見水時刻很難確定。以F井區(qū)為例,區(qū)塊生產(chǎn)井開井即產(chǎn)水,平均初始含水率71%。但此時的產(chǎn)水不是注入水,不能從此時算見水時刻。必須結(jié)合油井生產(chǎn)特征,認真研究生產(chǎn)特征曲線才能準確確定見水時刻。如圖1所示,該生產(chǎn)井組于2006年1月投入注水開發(fā),初始含水率71%,隨著開采的進行,含水率略微下降,在67%上下波動,并在注水見效階段劇烈波動,但此時的產(chǎn)水主要來自伴生水,油井依然未見注入水。在2018年2月,含水率突然從63%上升為82%,并持續(xù)穩(wěn)定上升,此時可以判定油井見水,故該井的見水時刻為2018年2月。
油井見水時間一般是指注采井組中,從注入井注水開始,到生產(chǎn)井井底見水為止,這個時間段的長度。生產(chǎn)井越晚見水,注入水在地層中運移的時間越長,越有利于驅(qū)油。統(tǒng)計本區(qū)塊已見水生產(chǎn)井的見水時間如表1所示,生產(chǎn)井見水時間8.0~12.2 a不等,平均見水時間為10.7 a,由于地層滲透率較低,注入水在10 a后才能從生產(chǎn)井中采出,所以本區(qū)塊注入水在地下停留時間較長,能夠較好地起到驅(qū)油作用。
表1 F井區(qū)長6層已見水生產(chǎn)井見水時間統(tǒng)計表
進行注水開發(fā)后,注入水能夠起到多大的驅(qū)油效果是油田最關心的事情。衡量注水能量利用效率高低的指標很多,常見的有存水率、耗水率和水驅(qū)指數(shù)[9]。在這3個指標計算中,都用到“產(chǎn)水量/累積產(chǎn)水量(或含水率)”,針對開井即高含水的油水同層生產(chǎn)井,如何準確校核產(chǎn)水量(或含水率)是準確評價注水開發(fā)效果的關鍵。
存水率是注入水留存在地層中的比率,一般用公式(1)計算:
(1)
式中:Wf為存水率;Wi為累積注水量(m3);Wp為累積產(chǎn)水量(m3)。
直接應用該公式評價油水同層生產(chǎn)井,繪制存水率Wf和采出程度R關系曲線(如圖3)。存水率一開始是負值,隨著采出程度的增加而增加,變化范圍為-0.82~0.4。油藏工程教材及文獻研究表明[3-8,10-12],存水率一般從1開始減小,隨著采出程度的增加而減小,變化范圍在0~1之間。顯然,直接應用校正前公式計算存水率不符合開發(fā)規(guī)律,用其來評價注水開發(fā)效果沒有任何意義。
研究存水率的定義發(fā)現(xiàn),存水率是指累積注水量扣除被生產(chǎn)井采出的注入水后剩余存于地層中的注入水量占累積注水量的比率,故這里“累積產(chǎn)水量”應該是“累積產(chǎn)出的注入水量”,對于油水同層生產(chǎn)井來說,應該是累積產(chǎn)水量扣除采出的伴生水量后剩余的部分。故油水同層生產(chǎn)井的存水率公式需修改為公式(2)的形式,否則會出現(xiàn)存水率為負值的假象。
(2)
式中:Wb為油層伴生水累積產(chǎn)量(m3),其余符號意義同公式(1)。
用校正后公式(2)計算本區(qū)塊存水率,繪制存水率和采出程度關系如圖3中校正后存水率曲線。油田存水率一開始為1,隨著開采的進行,生產(chǎn)井見水,存水率慢慢降低,目前區(qū)塊采出程度18%,存水率80%,符合存水率變化規(guī)律,能夠較真實地反映注入水的利用效率。
圖3 F井區(qū)注采井組校正前后存水率與采出程度關系曲線
耗水率是指每采出1 t原油所伴隨采出的水量,耗水率低說明注入水利用率高,耗水率越大,說明地下原油越難采出。常規(guī)油層用公式(3)來計算耗水率。同樣的道理,這里的累積產(chǎn)水量應該是累積產(chǎn)出的注入水量。故該公式應用在油水同層生產(chǎn)井中時,需要修訂為公式(4)。
(3)
(4)
式中:h為耗水率;NP為累積產(chǎn)油量(m3);其余符號意義同公式(1)、公式(2)。
分別用校正前后公式計算本區(qū)塊耗水率,繪制耗水率和采出程度R的關系曲線如圖4所示。使用校正前公式(3)計算時,初始耗水率為2.88,隨著開采的進行,耗水率先緩慢降低再緩慢增加。油藏工程教材及文獻研究表明[3,6-8,10,13],初始耗水率一般為0,隨著采出程度的增加而增加,顯然,直接應用校正前公式計算的耗水率不符合開發(fā)規(guī)律,無法用其來評價注水開發(fā)效果。使用校正后公式(4)計算,區(qū)塊初始耗水率為0,油井見水后,耗水率迅速增大,即采油難度增大,目前區(qū)塊耗水率0.98,即每采出1 m3油需要消耗0.98 m3水。
圖4 F井區(qū)注采井組校正前后耗水率與采出程度關系曲線
水驅(qū)指數(shù)是指每采出1 m3地下體積的原油時地下的存水量。根據(jù)水驅(qū)指數(shù)定義,得到水驅(qū)指數(shù)與含水率及注采比的關系如式(5),同樣的道理,該公式所說的存水量應該指的是注入水的存水量,在應用該公式評價油水同層生產(chǎn)井時,需要修訂為公式(6)。
(5)
(6)
式中:SPG為水驅(qū)指數(shù);Z為注采比,無因次;B0為換算系數(shù),無因次,本區(qū)塊取1.02;fw為油井含水率,小數(shù);fwb為油田伴生水含水率,fwb=油井產(chǎn)伴生水量/油井產(chǎn)液量,小數(shù);分別用校正前后公式計算本區(qū)塊水驅(qū)指數(shù),繪制水驅(qū)指數(shù)和采出程度R的關系曲線如圖5所示。使用校正后公式更能反映儲層真實狀況,隨著區(qū)塊累積注采比的增大,水驅(qū)指數(shù)從0.41增大到1.24,目前區(qū)塊水驅(qū)指數(shù)為1.24。
圖5 F井區(qū)注采井組校正前后水驅(qū)指數(shù)與采出程度關系曲線
F井區(qū)邊底水不發(fā)育,儲層為油水同層,生產(chǎn)井開井即中高含水,生產(chǎn)開發(fā)過程分為自然遞減期、注水見效期和油井見水期3個階段,前2個階段產(chǎn)水主要是油田伴生水,油井見水后才產(chǎn)出注入水。根據(jù)常規(guī)公式計算存水率、耗水率和水驅(qū)指數(shù)等指標來評價注水開發(fā)效果時,存在嚴重失真現(xiàn)象,失真原因是受油井產(chǎn)出伴生水的干擾。故在計算注水開發(fā)指標時,要將油井產(chǎn)水量區(qū)分為“產(chǎn)出伴生水量”和“產(chǎn)出注入水量”,根據(jù)油井見水時間區(qū)分二者大小,將計算公式中的“產(chǎn)水量”修訂為“產(chǎn)出注入水量”后再進行評價,評價結(jié)果才能較真實地反映注入水利用效率。本區(qū)塊生產(chǎn)井平均見水時間10.7 a,根據(jù)修訂后的計算公式評價該區(qū)塊注水開發(fā)效果,目前區(qū)塊采出程度18%,存水率為80%,耗水率為0.98,水驅(qū)指數(shù)為1.24,注水利用率較高。