王 鹏，王少鹏，孙广义，翟上奇，常会江

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459)

渤海BZ油田是渤海首个依托单砂体采用水平井开发的河流相油田，主力砂体位于新近系明化镇组，平均孔隙度为31.8%，平均渗透率为1 857×10-3μm2，地层原油黏度为8.21～22.80 mPa·s。平均油水井井距为400 m。油田目前采出程度为25.8%，含水率为86.8%，稳油控水难度大，因此研究注水井和生产井之间压力梯度的分布和变化，建立有效的驱替压力系统，对于高含水砂岩油藏后期开发具有非常重要的意义[1-4]。殷代印等[5-6]通过物模实验开展了驱油效率与驱替压力梯度之间的关系研究，实验表明，随着驱替压力梯度的增加，驱油效率增加，但是存在驱替压力梯度高点，部分空隙剩余油不能随驱替压力梯度增加而流动。冯其红、李尚等[7-8]通过物模实验研究了岩石孔隙波及其与驱替压力梯度之间的关系，岩心在进入高含水阶段后，波及增长缓慢。笔者从一源一汇连线一点处的势理论入手[9]，根据稳定径向渗流公式计算了主流线上任一点M处的驱替压力梯度[10-11]，只要已知注水井和生产井的井底压力、地层压力以及注采井距就可以确定注采井之间任一点的驱替压力梯度。

1 高含水油藏注采井间驱替压力梯度计算

不等产量-源-汇示意图如图1所示。设在均质无限大地层中有不同产量的A、B2口井，其中A为注水井，日注水量为qw；B为生产井，日产油量为qo，2井之间距离为R，则AB两井主流线上任意一点M(距离注水井为r)的势φM为：

图1 不等产量-源-汇示意图

(1)

(2)

式中：h为油层有效厚度，m；C为与储层性质有关的常数。

根据渗流理论可知：

(3)

(4)

(5)

式中：pe为地层压力，MPa；pwf为生产井井底压力，MPa；pinf为注水井井底压力，MPa；re为泄油半径，m；μo为原油黏度，mPa·s；μw为注入水黏度， mPa·s；ho为油井射孔厚度，m；hw为水井射孔厚度，m；Ko为油相有效渗透率，10-3μm2；Kw为水相有效渗透率，10-3μm2；φ为流体势；μ为流体黏度，mPa·s；K为渗透率，10-3μm2；p为压差，MPa。

假设储层面积相对于油井分布范围很大，则可近似认为各井到供给边界的距离相等(均为re)。

则地层中任一点的势为：

(6)

供给边界处的势为：

(7)

将式(7)减去式(6)，并将式(3)～式(5)代入，整理后即可得到A、B2井主流线上任一点M处的驱替压力梯度：

(8)

式中：GD为驱替压力梯度，MPa/m；rw为井筒半径，m。

式(8)表明，只要已知注水井和生产井的井底压力、地层压力以及注采井距就可以确定注采井之间任一点的驱替压力梯度。

选取渤海BZ油田实际参数，井距R=400 m，井筒半径rw=0.1 m，地层压力pe=10.75 MPa，生产井井底压力pwf=7.6 MPa，注水井井底压力pinf=15.4 MPa，计算渤海BZ油田压力梯度分布如图2所示。

图2 油层注采井间驱替压力梯度分布示意图

从图2中可以看出，驱替压力梯度在注水井和生产井附近很大，而在注采井之间逐渐减弱，并在注采井主流线中点附近取得最小值，注入水能量主要消耗在井筒附近。因此在不同的注采井距下，注采井之间必然存在一个最小驱替压力梯度GDmin，只有当最小驱替压力梯度完全克服油层的启动压力梯度GDI时，有效注采关系才能建立，此时GDmin所对应的井距即是有效驱替压力系统建立的极限注采井距。当生产井和注水井之间的距离恰好等于极限注采井距时，注入水驱替压力梯度的最小值等于储层的启动压力梯度，注采关系开始建立[12-16]。

2 驱替压力室内实验研究

为了得到高水驱倍数下的驱替压力与驱替效率之间的关系，开展了渤海BZ油田500倍水驱条件下的一维水驱油效率实验。实验用岩心为BZ油田天然岩心，岩心长度为6.14 cm，岩心直径为2.24 cm，孔隙度为31.0%，束缚水饱和度为28.9%，空气渗透率为1 538 mD，模拟油黏度为11.7 mPa·s，模拟地层水黏度为0.5 mPa·s，实验方法为行业标准中的恒速法。

室内岩心实验表明，即使已进入高含水期，通过提高驱替压力梯度，能够有效提高驱油效率。研究表明，随着驱替倍数增大，驱替压力梯度增大，驱油效率提高，并且驱油效率提高幅度先增大后减缓。驱替倍数从50增大到500，驱替压力梯度由0.005 MPa/cm提高至0.031 MPa/cm，驱油效率可以提高6.3%，如图3和表1所示。

图3 压力梯度与驱油效率关系

表1 压力梯度与驱油效率及剩余油饱和度关系表

3 技术应用效果

井距越大，注采井间压力梯度越小，要达到相同增油幅度，驱替压差越大。基于微观剩余油分布，以增大驱替压力梯度为目标，对生产井通过提液增大生产压差，对注水井增注，增大注水压差，指导井组注采调整。以渤海BZ油田A39井组为例，该井组形成1注4采井网，其中A39井注水，A14、A15、B25、B26井采油，如图4所示。对4口生产井进行提液提高驱替压力梯度，相应注水井A39井实施增注，如表2所示。

表2 A39井组生产井注采调整方案参数

图4 A39井组井位图

从2018年4月到2019年12月底，4口生产井提液高峰日增油50 m3/d，单井增油幅度10%～50%，累积增油1.76×104m3，增油效果明显，如图5和图6所示。将技术成果应用于渤海河流相主要油田渤海BZ、渤海34、渤海CFD、渤海QHD等油田剩余油高效挖潜，近3年指导生产井产液结构调整295井次，增油量达91×104m3，其中2019年增油39×104m3。

图5 4口井开采曲线

4 结论

(1)基于均质地层一源一汇连线一点处的势理论，根据稳定径向渗流公式计算得到均质储层条件下源汇主流线上任一点M处的驱替压力梯度。

(2)室内岩心实验表明，即使已进入高含水期，通过提高驱替压力梯度能够有效提高驱油效率；驱替倍数从50增大到500，驱替压力梯度由0.005 MPa/cm提高至0.031 MPa/cm，驱油效率可以提高6.3%。

(3)以渤海BZ油田A39井组为例，对4口生产井进行提液，1口注水井实施增注，提高驱替压力梯度。4口生产井提液高峰日增油50 m3/d，单井增油幅度10%～50%，累积增油1.76×104m3，增油效果明显。