非均质油层单层突进界限表征研究.pdf

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1、i式验·硼究，Testing&Research■非均质油层单层突进界限表征研究杨东(大庆油田有限责任公司第四采油厂)摘要通过建立非均质多油层单井径向模型，开展单层突进界限研究，并根据注入剖面资料表征单层突进现象，拟合不同渗透率、有效厚度、注采井距条件下的储层吸水状况，明确了单层突进的形成原因、控制规律和技术调整对策。方法应用以来，H区已累计控制注水1237．35X10m。，累计节电7424．10X10kWh，对控制特高含水期水驱低效或无效注入，提高油田开发效果具有重要的指导意义。关键词非均质油层单层突进低效或无效注入节能对策DOI：10．3969／

2、i．issn．2095-1493．2013．004．003表1不同砂体类型相对吸水量构成引言平均相对吸水量／％有效厚度吸水——非均质多油层油田，由于油层性质和控制程度层数相．对．h／m—o_!：一——三一等存在差异，引起注入水沿着渗透率较高、厚度较％层数比例／％层数比例／％层数比例／％大的油层快速推进，首先到达油井，此种现象定义为单层突进，是层间矛盾的突出体现。单层突进极易形成低效或无效注采循环现象，导致油层动用不均衡，加快含水上升和产量递减速度。因此，研究非均质油层单层突进的形成原因及相应的调整对策具有重要意义⋯。统计H油田2001年以来的741

3、0井次注入剖面1单井径向模型及单层突进界限研究资料，共有57914层(次)相对吸水量大于0，平为深入研究非均质油层的注入状况，建立了单均单层相对吸水12．80％。从分布频率来看，以低于井径向模型(图2)。10％的为主，从累计分布曲线来看，90％以上的油层相对吸水量低于30％(图1)。图1H油田油层相对吸水量分布曲线砂体类型不同，相对吸水量的构成也不同(表1)。油层发育有效厚度越大，相对吸水量越高，异常吸水(相对吸水量>3O％)的比例就越高。作者简介：杨东，2003年毕业于西南石油学院(石油工程专业)，主要从事油田动态开发管理工作，E—mail：dq

4、yangd0“g@petr0chinamm图2单井径向模型cn，地址：黑龙江省大庆市红岗区第四采油厂地质大队开发室，163511。己口I3年第期石；由石化节能『7■试验·研究，Testing&Research假定1口注水井，射开个油层，h、、注采压差，以及连通比例等指标的关系，确定了单分别代表第i个油层的砂岩厚度、渗透率和流体黏层突进的成因。度，P为注水井流动压力，P为采油井流动压油层渗透率越大，越容易发生单层突进。单层力，注采井距为L。依据达西定律可知，理论上注突进系数与渗透率成线性正相关(图3)，相关系数入水在各油层中的流量与渗透率、注采压差和

5、截流达到0．899。这也是油层发育程度越好，动用越面积成正比，与注采井距和流体黏度成反比：好，越容易发生单层突进的主要原因。KAP1-Qii(Pz)(1)Q=：—————————一——一()fL结合矿场经验可知，当单层注入量大于平均注入量2倍时，便发生严重的层间干扰，导致油层动用不均衡。因此，将2倍平均流量确定为单层突进的临界标准：Q。=Q(2)图3渗透率与单层突进拟合规律针对单层突进量化评价，可利用注入剖面资料有效厚度越大，越容易发生单层突进。单层突量化评价储层吸水状况，引入概念单层突进系数进系数与有效厚度成线性正相关(图4)，相关系数来表征单层

6、突进现象，即单层相对注入量与全井平达到0．844。曩憔稍戳嚏鲁均单层相对注入量的比值。当某一油层相对吸水量大于单井平均相对吸水量2倍时，即≥2时，油层即发生单层突进。=—一(3)式中：d——每个油层相对吸水量；——全井吸水层数。图4折算有效厚度与单层突进拟合规律据统计(表2)，全区共57914个吸水层，平均注采井距越大，越容易发生单层突进。单层突单层突进系数1．28，共有突进油层4980层，占进系数与注采井距成反比(图5)，二者成二阶多项8．60％，平均单层突进系数3．21。砂体发育越好，式关系，相关系数达到0．841。注采井距越大，压单层突进现象

7、越明显，其中有效厚度大于2In的油力梯度越小，达不到部分油层特别是薄差储层的启层单层突进比例达到35．58％。表外储层和表内薄层动压力梯度，导致注入水沿发育较好的表内厚层迅也存在一定的单层突进现象。速推进的概率越大。表2不同砂体类型单层突进状况h≥2129321．6O2．1846035．5830-353．43+8．75+1．25l≤h<23696l6．051．67651l7．6128．113．19+l2．06+1．520．5≤h

8、．551．27l5027．7229．473．2O+16．92+1．93表外储层2279111．501．13l1885．2l