路 穎 宋剛祥 馬 戀 石美雪

中海石油(中國)有限公司上海分公司, 上海 200030

0 前言

P油田位于東海陸架盆地西湖凹陷P構(gòu)造帶中部,主要含油層位是漸新統(tǒng)花港組,孔隙度分布范圍為14.5%～28.6%,平均20.5%;滲透率分布范圍為8.0～414.0 mD,平均52.0 mD,屬于中孔、中滲儲層。P油田花港組油藏儲層物性好,水體規(guī)模大,能量足,依靠天然能量開發(fā),截至目前已生產(chǎn)24 a,采出程度達到41%,綜合含水96%,處于特高含水階段。

海上油田開發(fā)成本高,平臺壽命有限,為實現(xiàn)經(jīng)濟年限內(nèi)采出程度最高,提高縱向上油層動用程度并減緩層間干擾,提液是海上油藏高含水期最重要的穩(wěn)產(chǎn)手段。根據(jù)油藏流體及儲層物性特點,通過多參數(shù)自動優(yōu)化擬合,建立Np與/Wqp的關(guān)系,形成P油田廣適水驅(qū)曲線特征公式[1]。通過調(diào)整特征參數(shù),建立無因次采液指數(shù)圖版,根據(jù)無因次采液指數(shù)與含水率關(guān)系曲線形態(tài)篩選提液層位及提液井,本方法僅需生產(chǎn)資料即可判斷油井能否提液,與傳統(tǒng)相滲判斷法相比,具有簡單實用、判斷準確的特點。

常見提液時機及提液幅度研究多基于油藏工程方法[2-5]或油藏數(shù)值模擬[6-8]等,該類方法均基于探井實際相滲測試資料,不能與實際生產(chǎn)相結(jié)合且無法準確預測提液量。針對此問題,從不同含水率階段入手,提出以單井全壽命生產(chǎn)動態(tài)為基礎(chǔ),通過含水率與含水上升率及無因次采液指數(shù)的關(guān)系確定提液最佳時機及提液幅度[9-14],由傳統(tǒng)粗放式的提液方法轉(zhuǎn)變?yōu)榛趩尉木毣嵋悍绞健?/p>

1 提液可行性

1.1 提液方案研究

海上油田開發(fā)存在內(nèi)在的客觀自然規(guī)律?；趩尉珘勖a(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)提出廣適水驅(qū)曲線法研究無因次采液指數(shù)變化規(guī)律,建立含水率與采出程度關(guān)系圖版研究含水率上升規(guī)律。

廣適水驅(qū)曲線[15-20]主要是利用油井累產(chǎn)油Np、累產(chǎn)水Wp數(shù)據(jù),通過多參數(shù)自動優(yōu)化擬合的方法,來尋找Np與/Wqp的關(guān)系,以此確定油井的可動油儲量(極限可采)NR,水驅(qū)特征參數(shù)a、q,油相指數(shù)no,水相指數(shù)nw,水油流度比M,再對累產(chǎn)水、含水率進行擬合來調(diào)整各參數(shù)。

Np=NR

(1)

(2)

(3)

油井對應某一含水率時的采液指數(shù)與含水率為0時的采液指數(shù)之比為無因次采液指數(shù)。無因次采液指數(shù)與含水率的關(guān)系式為:

J(fw

(4)

代入含水率的表達式,且不考慮開發(fā)過程中油層絕對滲透率的變化,則可將無因次采液指數(shù)進一步表示為:

J=K(Sw)+K(Sw

(5)

根據(jù)式(4)～(5)繪制曲線。當無因次采液指數(shù)為1時,將無因次采液指數(shù)與含水率關(guān)系分為4種類型,見圖1。

圖1 無因次采液指數(shù)與含水率關(guān)系曲線圖

1.2 提液層位篩選

花港組油藏劃分為8個砂層組(H1～H8),主力層為H2、H3、H6、H7砂層組。利用廣適水驅(qū)曲線研究得出各層無因次采液指數(shù)。以H2層為例,選取穩(wěn)定水驅(qū)階段的生產(chǎn)數(shù)據(jù),擬合廣適水驅(qū)曲線得到關(guān)系式,見圖2。

圖2 H2層廣適水驅(qū)曲線定量表征圖

圖3 H2層累積產(chǎn)水量與平均含水率擬合曲線圖

Np

(6)

利用廣適水驅(qū)曲線模型計算得到H2層的無因次采液指數(shù)曲線,見圖4。H2層無因次采液指數(shù)先降后升屬于B型曲線,含水率為64%時無因次采液指數(shù)為1。運用同樣的方法,得出其他層的無因次采液指數(shù)曲線。無因次采液指數(shù)隨含水率的增加而升高,見圖5。

圖4 H2層無因次采液指數(shù)與含水量關(guān)系圖

通過計算,H3層、H6層、H7層、H8層無因次采液指數(shù)屬于C型,H5層無因次采液指數(shù)屬于D型,以上儲層均不適合提液。只有H2層、H4層儲層無因次采液指數(shù)屬于B型,適合提液。

2 確定提液時機

2.1 采液指數(shù)變化規(guī)律

P油田各層無因次采油指數(shù)曲線見圖6。由圖6可知,無因次采油指數(shù)隨含水率的增加而下降。水油流度比越大無因次采油指數(shù)隨含水率下降幅度越緩,反之越陡;水油流度比是影響無因次采液指數(shù)的主要因素;當M>10時,無因次采液指數(shù)先下降后上升并>1.0;當1

圖6 P油田各層無因次采油指數(shù)曲線圖

2.2 含水上升規(guī)律

油藏含水上升規(guī)律一般分為四種基本模式:廠型、凸型、凹型、S型。通過統(tǒng)計P油田各油藏含水率與采出程度的關(guān)系,建立了3種含水上升規(guī)律曲線,即以H4油層為典型的廠型,以H2油層為代表的凸型,和以H5油層為代表的S型,見圖7。

圖7 P油田各層含水上升曲線圖

不同含水上升規(guī)律油藏具有不同的生產(chǎn)特征,廠型曲線反映油藏見水早、無水采油期短,大部分產(chǎn)量在高含水期(75%)以后采出;凸型曲線反映油藏見水較早、無水采油期短(4個月左右),大部分產(chǎn)量在中高含水期產(chǎn)出(含水75%之前);而S型曲線反映油藏見水晚、無水采油期較長(一般6～9個月),大部分產(chǎn)量在中低含水期采出。

2.3 提液時機

以H2層為例研究提液時機,利用廣適水驅(qū)曲線模型得到H2層可動油儲量采出程度與含水率、含水上升率與含水率預測關(guān)系曲線,分別見圖8、圖9。

圖8 H2層含水率與采出程度關(guān)系圖

圖9 H2層油藏含水上升率與含水率關(guān)系圖

由圖8～9可見,隨著可動用儲量采出程度的增大,含水率變化幅度較小,含水上升率不斷減小,說明開發(fā)后期油藏含水率變化幅度變小。

由圖9可知,當含水率為41%時,含水上升率達到峰值為3.4%,此時可動用儲量采出程度23%。含水率超過41%之后H2層油藏進入含水上升率的下降階段,提液生產(chǎn)不會造成綜合含水的快速上升。

綜上所述,H2層油藏含水率超過41%之后提液有明顯增油效果,含水率達80%之后無因次采液指數(shù)迅速上升,產(chǎn)液能力大幅提升,是油藏大規(guī)模提液的最佳時機。

3 實例應用

現(xiàn)場于2019年開始對生產(chǎn)H2層、H4層的6口井A2、A3、A4、AA7、A9、A11進行提液生產(chǎn),6口井合計提液1 000 m3,3 a累計增油8.53×104m3,提高P油田采收率約5%,增產(chǎn)效果顯著,每口井具體提液量見表1。實踐表明,基于廣適水驅(qū)曲線的提液技術(shù)可推廣應用于高含水油藏。

表1 油藏提液幅度及增油效果表

4 結(jié)論

1)以單井生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ),提出基于廣適水驅(qū)曲線篩選提液層位及提液井、根據(jù)含水率與含水上升率及無因次采液指數(shù)的關(guān)系快速便捷的判斷提液時機的新方法,由粗放式的提液設計轉(zhuǎn)變?yōu)榛趩尉木毣嵋涸O計。

2)通過對特高含水期P油田進行提液方案設計,增油控水效果顯著,表明提液時機選擇合理,本文提出的產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整方法有效,有助于海上油田的高效開發(fā)。