海上油田加密調(diào)整采收率評(píng)價(jià)方法分析*

馬奎前 劉英憲 劉宗賓 周海燕 楊靜

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院)

海上油田加密調(diào)整采收率評(píng)價(jià)方法分析*

馬奎前 劉英憲 劉宗賓 周海燕 楊靜

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院)

結(jié)合渤海S油田加密調(diào)整開發(fā)實(shí)例，分析了海上油田加密調(diào)整采收率評(píng)價(jià)方法，結(jié)果表明:受工程設(shè)施處理能力的限制，運(yùn)用水驅(qū)曲線法評(píng)價(jià)海上油田開發(fā)中后期的采收率時(shí)需要考慮產(chǎn)液量的影響;而在海上油田加密調(diào)整后運(yùn)用水驅(qū)曲線法評(píng)價(jià)采收率時(shí)，應(yīng)首先確定油田是否處于穩(wěn)定水驅(qū)狀態(tài)，進(jìn)而決定是否校正水驅(qū)曲線的直線段，以保證預(yù)測(cè)結(jié)果的科學(xué)合理。本文成果可以為海上其他油田調(diào)整設(shè)計(jì)及評(píng)價(jià)提供參考與借鑒。

海上油田加密調(diào)整采收率評(píng)價(jià)渤海S油田

對(duì)于處于開發(fā)中后期的油田而言，綜合調(diào)整是改善其開發(fā)效果的重要手段之一［1］。2006年，我國(guó)海上油田首次整體加密調(diào)整工作開始在渤海S油田實(shí)施，探索出了一整套海上油田加密調(diào)整方法和模式［2］，并取得了顯著效果，其中采收率評(píng)價(jià)是油田進(jìn)行加密調(diào)整前后必不可少的一項(xiàng)重要工作。然而，在對(duì)渤海S油田綜合調(diào)整前后采收率評(píng)價(jià)過程中發(fā)現(xiàn)常用的水驅(qū)曲線法并不能很好地應(yīng)用于海上油田，為此提出了適合海上油田開發(fā)特點(diǎn)的水驅(qū)曲線評(píng)價(jià)采收率方法，并結(jié)合油田實(shí)例說明了海上油田加密調(diào)整前后合理選擇采收率評(píng)價(jià)方法的重要性。本文成果可為海上其他油田加密調(diào)整采收率評(píng)價(jià)提供技術(shù)支持。

1 S油田地質(zhì)油藏特征

渤海S油田縱向主要發(fā)育14個(gè)含油層系，均位于東營(yíng)組。該油田儲(chǔ)層為三角洲相沉積，發(fā)育穩(wěn)定且物性較好，平均滲透率在2 000 mD以上，孔隙度在30%左右，屬于典型的高孔高滲砂巖油藏，平均地下原油粘度為175 mPa·s，但油田邊部原油粘度高達(dá)350 mPa·s以上。按照開發(fā)方案設(shè)計(jì)，S油田Ⅰ期作為開發(fā)試驗(yàn)區(qū)于1993年投產(chǎn)，采用反九點(diǎn)面積注水開發(fā)，井距為350 m，設(shè)計(jì)開發(fā)井?dāng)?shù)為64口，但受海上油田投資以及工程設(shè)施限制，油田采用一套層系合注合采開發(fā)。在油田Ⅰ期開發(fā)的基礎(chǔ)上，S油田Ⅱ期在2000年陸續(xù)投產(chǎn)，進(jìn)入全面開發(fā)階段。從海上油田加密調(diào)整試驗(yàn)的角度出發(fā)，S油田的加密調(diào)整以Ⅰ期為試驗(yàn)區(qū)率先實(shí)施。

2 S油田整體加密調(diào)整方案的確定

為了改善S油田進(jìn)入中高含水階段的開發(fā)效果，提高采油速度和采收率，通過剩余油研究、方案優(yōu)選，確定采用油井間全面加密定向井方式進(jìn)行調(diào)整，調(diào)整后油田井網(wǎng)由反九點(diǎn)井網(wǎng)轉(zhuǎn)換成為行列井網(wǎng)，如圖1所示。

圖1 渤海S油田調(diào)整井位示意圖

按加密方案設(shè)計(jì)，共加密調(diào)整井52口，以定向井為主?？紤]到海上油田調(diào)整仍然受到工程設(shè)施處理能力及經(jīng)濟(jì)因素制約，調(diào)整井及老井均需要具有一定的產(chǎn)量才能使海上油田開發(fā)具有較高的經(jīng)濟(jì)性，所以本次調(diào)整未進(jìn)行全面細(xì)分開發(fā)層系，而只在防砂過程中細(xì)分防砂段，為后期細(xì)分開發(fā)層系預(yù)留實(shí)施基礎(chǔ)。調(diào)整井于2009年底陸續(xù)實(shí)施，截至2011年已實(shí)施調(diào)整井48口，已基本調(diào)整完畢。

3 S油田加密調(diào)整前采收率計(jì)算

采收率評(píng)價(jià)是油田調(diào)整方案成功與否的重要衡量指標(biāo)，加密調(diào)整前采收率計(jì)算是否合理、準(zhǔn)確，這關(guān)系到油田調(diào)整的必要性和調(diào)整目標(biāo)的確定。目前采收率研究除了數(shù)值模擬方法以外，水驅(qū)曲線法也是重要方法之一。常用的水驅(qū)曲線有4種，分別為甲、乙、丙、丁型水驅(qū)曲線，用任意一種水驅(qū)曲線都可以對(duì)油田采收率進(jìn)行評(píng)價(jià)［3］。但是，海上油田特別是海上稠油油田開發(fā)后期受海上工程設(shè)施的處理能力限制，勢(shì)必影響到油田的采收率，若不考慮產(chǎn)液處理能力的影響，加密調(diào)整前計(jì)算獲得的采收率必然偏樂觀，進(jìn)而影響對(duì)油田調(diào)整必要性的評(píng)價(jià)。綜合分析各種水驅(qū)曲線特點(diǎn)，本次對(duì)S油田調(diào)整前采收率計(jì)算采用了限液量的水驅(qū)曲線方法。

以甲型水驅(qū)曲線為例，水驅(qū)曲線的表達(dá)式為

lg Wp=a+bNp(1)

式(1)中:Wp為油田累積產(chǎn)水量，萬m3;a、b為常數(shù)，由實(shí)際數(shù)據(jù)回歸獲得;Np為累積產(chǎn)油量，萬m3。

若考慮油田最高液處理能力為L(zhǎng)max=常數(shù)，第t年累積產(chǎn)水量為Wpt、累積產(chǎn)油量為Npt，第t+1年的年產(chǎn)油量為Q、年產(chǎn)液量為L(zhǎng)=Lmax=常數(shù)，則式(1)變形為

lg(Wpt+Lmax－Q)=a+b(Npt+Q)(2)

方程(2)中只有Q為未知量，解方程(2)即可預(yù)測(cè)限液條件下逐年產(chǎn)量，至含水率為98%時(shí)可計(jì)算油田限液條件下的采收率，即為油田加密綜合調(diào)整前的采收率。

以S油田Ⅰ期為例，截至2009年底累積產(chǎn)水2 199萬m3、累積產(chǎn)油為2 165萬m3，結(jié)合水驅(qū)曲線獲得的系數(shù)便可以利用方程(2)獲得限液條件下的油田產(chǎn)量，如圖2所示。

圖2 渤海S油田Ⅰ期調(diào)整前限液量的水驅(qū)曲線預(yù)測(cè)結(jié)果(甲型)

利用文獻(xiàn)［4］提供的方法可以確定S油田Ⅰ期加密調(diào)整前采收率為29.2%，而調(diào)整前S油田I期海上平臺(tái)設(shè)施液處理能力上限為11 000 m3/d，實(shí)際生產(chǎn)已經(jīng)接近該極限，很顯然該采收率計(jì)算未考慮海上工程設(shè)施處理能力受限對(duì)采收率的影響，因此需要在考慮液量受限的條件下計(jì)算油田采收率，才能更符合海上油田開發(fā)實(shí)際。

按照考慮液量受限影響的水驅(qū)曲線法，預(yù)測(cè)含水至98%時(shí)S油田Ⅰ期采收率為24.5%，與不考慮液量受限影響時(shí)計(jì)算的采收率29.2%相比，二者之間的差異是明顯的，這表明在計(jì)算進(jìn)入開發(fā)中后期的海上油田采收率時(shí)需要考慮液量受限的影響。

4 S油田加密調(diào)整后采收率計(jì)算與校正

加密調(diào)整后，由于加密井同時(shí)改變了注采井網(wǎng)，水驅(qū)曲線一般會(huì)發(fā)生偏折，評(píng)價(jià)綜合調(diào)整效果時(shí)一般會(huì)將水驅(qū)曲線的偏折程度作為加密調(diào)整效果的評(píng)價(jià)內(nèi)容之一［5］。S油田調(diào)整井實(shí)施后水驅(qū)曲線也發(fā)生了明顯的偏轉(zhuǎn)，而且調(diào)整后的水驅(qū)曲線線性相關(guān)性也較好，如圖3所示。

圖3 渤海S油田Ⅰ期調(diào)整前后甲型水驅(qū)曲線變化

根據(jù)調(diào)整后的直線段的斜率和截距對(duì)S油田Ⅰ期的動(dòng)用程度和采收率進(jìn)行了計(jì)算，計(jì)算結(jié)果如表1所示。從表1可以看出，若以此直線段進(jìn)行計(jì)算，采收率達(dá)到了46.7%，而水驅(qū)動(dòng)用程度已經(jīng)超過了100%，這很顯然是不合理的，因此需要重新認(rèn)識(shí)該水驅(qū)直線段的合理性并對(duì)直線段進(jìn)行修正。

表1 渤海S油田Ⅰ期調(diào)整前后采收率對(duì)比

為分析調(diào)整后水驅(qū)曲線法預(yù)測(cè)出現(xiàn)偏差較大的原因，將水油比與累積產(chǎn)油量關(guān)系曲線(乙型曲線)與甲型曲線繪制在同一張圖內(nèi)，如圖4所示。從圖4可以看出，在S油田綜合調(diào)整實(shí)施以前的階段(2007—2009年)內(nèi)，甲型曲線與乙型曲線基本呈現(xiàn)相同的斜率，這符合文獻(xiàn)［6］關(guān)于穩(wěn)定水驅(qū)條件下甲型與乙型水驅(qū)曲線關(guān)系的論述，表明在該階段內(nèi)油田處于穩(wěn)定水驅(qū)狀態(tài);而在該油田進(jìn)行綜合調(diào)整階段后，很明顯乙型水驅(qū)曲線的斜率要遠(yuǎn)小于甲型水驅(qū)曲線，這是由于調(diào)整方案的實(shí)施使油田綜合含水下降，打破了原有的穩(wěn)定水驅(qū)狀態(tài)，雖然該階段的水驅(qū)曲線直線段具有較高的相關(guān)性，但該階段運(yùn)用甲型曲線計(jì)算的預(yù)測(cè)結(jié)果并不合理。

圖4 渤海S油田Ⅰ期調(diào)整前后甲型曲線與乙型曲線對(duì)比

文獻(xiàn)［7］給出了不穩(wěn)定水驅(qū)條件下的采收率計(jì)算方法，其思路是利用穩(wěn)定水驅(qū)甲型與乙型曲線直線段斜率一致的特點(diǎn)，求得穩(wěn)定水驅(qū)條件下的直線段斜率。利用該文提供的思路，對(duì)S油田Ⅰ期不穩(wěn)定水驅(qū)條件下的水驅(qū)曲線進(jìn)行了校正，校正結(jié)果如表2所示。由表2可以看出，經(jīng)過校正后S油田水驅(qū)采收率由46.7%降至37.3%，與經(jīng)過擬合后的油藏?cái)?shù)值模擬預(yù)測(cè)的采收率結(jié)果(34.6%)相差不大，可以認(rèn)為該結(jié)果具有一定的可信性。

表2 渤海S油田I期調(diào)整前后采收率對(duì)比(修正水驅(qū)直線段)

5結(jié)論

(1)海上油田綜合調(diào)整評(píng)價(jià)采收率時(shí)，應(yīng)盡量考慮海上工程設(shè)施處理能力的影響，以使評(píng)價(jià)結(jié)果更加可信。

(2)油田加密調(diào)整會(huì)影響穩(wěn)定水驅(qū)狀態(tài)，導(dǎo)致穩(wěn)定水驅(qū)的直線段預(yù)測(cè)結(jié)果不合理，因此油田調(diào)整后運(yùn)用水驅(qū)曲線進(jìn)行采收率評(píng)價(jià)時(shí)，首先應(yīng)確定油田是否處于穩(wěn)定水驅(qū)狀態(tài)，進(jìn)而決定是否對(duì)水驅(qū)曲線直線段進(jìn)行修正，以保證預(yù)測(cè)結(jié)果的科學(xué)合理。

［1］張繼成，梁文福，趙玲，等．喇嘛甸油田特高含水期開發(fā)形勢(shì)分析［J］．大慶石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2005，29(3):23-25．

［2］張鳳久，羅憲波，劉英憲，等．海上油田叢式井網(wǎng)整體加密調(diào)整技術(shù)研究［J］．中國(guó)工程科學(xué)，2011，13(5):34-40．

［3］林志芳，俞啟泰．水驅(qū)特征曲線計(jì)算油田可采儲(chǔ)量方法［J］．石油勘探與開發(fā)，1990，17(6):64-71．

［4］國(guó)家石油和化工局．石油可采儲(chǔ)量計(jì)算方法［S］．北京:石油工業(yè)出版社，1999-10-01．

［5］俞啟泰．關(guān)于如何正確研究和應(yīng)用水驅(qū)特征曲線——兼答《油氣藏工程實(shí)用方法》一書［J］．石油勘探與開發(fā)，2000，27(5): 122-126．

［6］陳元千．水驅(qū)曲線關(guān)系式的推導(dǎo)［J］．石油學(xué)報(bào)，1985，6(2):69-77．

［7］俞啟泰．逐年計(jì)算水驅(qū)油田可采儲(chǔ)量方法［J］．石油勘探與開發(fā)，1996，23(2):52-56．

(編輯:孫豐成)

An analysis of the recovery-ratio evaluation method during infill and ad justment development in offshore oilfields

Ma Kuiqian Liu Yingxian Liu Zongbin Zhou Haiyan Yang Jing
(Bohai Oilfield Exploration and Development Research Institute，Tianjin Branch of CNOOC Ltd．，Tianjin，300452)

In combination with the case of infill and adjustment development in S oilfield，Bohai water，the method of recovery-ratio evaluation during infill and adjustment development in offshore oilfields was analyzed．The results have shown that it is necessary to consider the impacts of liquid production when evaluating recovery ratio during the middle-late development in offshore oilfields by using an approach of water-drive curve，due to the treatment ability limitations of engineering facilities，and that when evaluating recovery ratio after the infill and adjustment development by using an approach of water-drive curve，it should be first determined whether the oilfield is in a stable water-drive state，and then decided whether to correct the linear portion of water-drive curves，so as to assure the scientific and reasonable prediction results．All these may provide a reference to planning and evaluating the adjustment development in other offshore oilfields．

offshore oilfield;infill and adjustment;recovery-ratio evaluation;S oilfield in Bohai water

*國(guó)家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”子課題“海上油田叢式井網(wǎng)整體加密及綜合調(diào)整油藏工程技術(shù)應(yīng)用研究(編號(hào): 2011ZX05024-002-007)”部分研究成果。

馬奎前，男，高級(jí)工程師，從事油氣田開發(fā)科研和管理工作。地址:天津市塘沽區(qū)609信箱(郵編:300452)。

2012-07-17