底水油藏应用井下油水分离技术的数值模拟研究

收稿日期:2005-11-21;修回日期:2006-06-28基金项目:本文系中国石油化工股份有限公司先导性科研项目“井下油水分离技术研究”部分成果。作者简介:蒋海岩(1978-),女,博士研究生,主要从事提高采收率机理方面的研究。地址:(257061)山东省东营市北二路271号,电话:0546-8393010;13954646133,E-mail:upcjhy@yahoo.com.cn开采工艺底水油藏应用井下油水分离技术的数值模拟研究蒋海岩,张琪,李恒(中国石油大学石油工程学院采油教研室·华东)蒋海岩等.底水油藏应用井下油水分离技术的数值模拟研究1钻采工艺,2006,29(4):38-40摘要:应用油藏数值模拟技术考察底水油藏中油水分离器下入生产井后的生产状况,观察油井含水率的改变。同时考虑到注入层对生产层的干扰问题,模拟计算了打隔板下油水分离器的生产状况,考察其防止注入层与产出层窜层的效果。模拟结果表明:厚层底水同层均质油藏的开采可以采用同井注采油水分离技术,此时注水对生产层的干扰是微弱的,并未导致恶性水淹;高含水期下入油水分离器开采时,打隔板控制窜层效果并不明显。关键词:底水油藏;油水分离;隔板;注水;数值模拟中图分类号:TE319文献标识码:A文章编号:1006-768X(2006)04-0038-03我国底水油藏分布十分广泛,仅在西北某油区累计储量就达近2×108t[1]。一般来说,这类储层在一次采油期期间含水上升特别快,一次采油量很低[2]。确定如何开发底水油藏所面临的一个最大问题就是底水锥进,底水一旦锥进,油井的产水将急剧上升。近年来,同井注采井下油水分离技术引起了人们的关注,该技术具有稳油、控水、节能、提高采收率等优点[3]、[4],国外已进入大规模商业开发阶段。文献[3]介绍了配套的井下油水分离装置与提升装置,可在井下完成对含水原油的提升和对水的回注。本文利用油藏数值模拟技术对同井注采井下油水分离技术在底水厚层油藏的应用进行研究,考察油水分离器下入生产井后的生产状况,观察油井含水率的改变,同时也考虑到注入层对生产层的干扰问题;模拟计算了打人工隔板同时下油水分离器的生产状况,考察其防止注入层与产出层窜层的效果,论证了底水油藏应用井下油水分离器开采的可行性。一、底水油藏常规开采数值模拟1.地质模型及参数底水油藏开采的数学模型与普通黑油数学模型[5]相同,差别在于油水饱和度初始分布。作为本模型的应用,对某一底水油藏垂直井开发问题进行模拟计算。油层顶界深度2258m,厚度20m,水层厚度35m,地层中心一口生产井。模拟范围是以生产井为中心的300m半径范围。采用径向网格坐标,径向几何级数划分,网格距0.1～50m,垂向按均质网格划分为60层,油层40层、水层各20层,总网格数15960。油藏及流体基本参数:孔隙度0.18,水平渗透率100×10-3μm2,垂向渗透率33×10-3μm2,岩石压缩系数5.8×10-4MPa-1,油藏初始压力24.82MPa,原油密度720kg/m3,油相压缩系数1.45×10-3MPa-1,水相密度1.001kg/m3。相渗曲线见图1,油层射开顶部10m。图1油水相渗曲线2.底水油藏常规开采特征生产井定产液量生产,选取定不同产液量,考察油井产油量及含水率的变化。如图2所示。从图2来看,在开采初期产油、含水率变化较快,随着生产的进行,产油、含水率逐渐趋于稳定;所选定的产液量值越小,初期产油、含水率变化越小,·83·钻采工艺DRILLING&PRODUCTIONTECHNOLOGY2006年7月July2006产油量递减就越缓慢,相应的含水率上升就越慢,当产液量控制在10m3/d时,在开采期10年内含水率控制在60%以下;当产液量控制在5m3/d时,在开采期10年内产油量变化幅度较小,含水率控制在41%以下。图2底水油藏不同产液量下的生产情况对比虽然产液量是线性增加,但产油量并非线性增加,相应的含水率亦非线性增加,含水率增加量要快些,控制井口的产液量能够有效控制含水率的增加,即能够控制水锥的上升。当产液量为100m3/d时,开采5年时含水率就达到了90%,需要实施一定措施控水。二、底水油藏应用同井同层注采井下油水分离技术开采特征利用以上数学模型及求解方法,研究底水油藏应用井下油水分离技术开采特征,找出产油产水规律、考察底层注水对水锥上升的影响。为此,主要考察产油量及含水率的变化。利用在注入井段模拟一口注入段的手段模拟油水分离器同井注采,此注水井射开段位于底水层中部。模拟分两种情况进行,以研究同井注采是否适用于底水油藏开采。情况一,生产井定产液量生产100m3/d,开采一年后,生产井下入油水分离器,按65%的分离效率分离油水(产出水的65%被注回地层),模拟结果如图3所示。情况二,模拟生产井