海相砂巖稠油油藏產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化研究

黃軍立，李鋒，閆正和張偉，馮沙沙

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518054)

海相砂巖稠油油藏產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化研究

黃軍立，李鋒，閆正和張偉，馮沙沙

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518054)

番禺油田上部油藏屬于海相砂巖稠油油藏，下部油藏屬于海相砂巖稀油油藏，早期開發(fā)策略為開采下部的稀油油藏為主、兼顧上部稠油油藏。隨著地質(zhì)油藏認識的不斷更新，油田儲量規(guī)模的不斷增大，實施了以開發(fā)上部稠油油藏為主的調(diào)整項目。針對調(diào)整項目實施完畢后，稠油油藏開采井數(shù)大幅增加，單井液量、含水上升快，F(xiàn)PSO(浮式生產(chǎn)儲油卸油裝置)油處理能力、海管混輸能力一定程度受限等問題，綜合考慮油藏、井筒、地面設(shè)施之間的制約關(guān)系，提出了地質(zhì)油藏特點認識—動態(tài)分析—動態(tài)指標預(yù)測—管網(wǎng)一體化研究—產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化方案—近期措施建議—實施效果評價的一體化研究流程，對稠油油藏在生產(chǎn)水平井進行了產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化研究，找到了油藏提液的潛力，得到了油藏合理的提液時機(含水率80%左右)及幅度(20%左右)，通過多方法、多因素相結(jié)合系統(tǒng)的研究，優(yōu)化了油田及單井的生產(chǎn)方案，跟蹤評價近期實施方案取得了較好的提液效果。

海相砂巖油藏；稠油油藏；產(chǎn)液結(jié)構(gòu)；一體化研究；番禺油田

南海東部海域油田以海相砂巖為主，具有儲層連續(xù)性好、地層原油黏度低、天然水體能量充足等特點，采用天然水驅(qū)方式高速開發(fā)[1]。由于該海域油田海水較深，開發(fā)成本高，單井控制儲量較大，主要采用水平井單采或者定向井合采，形成了高速高效開發(fā)的模式，取得了較好的開發(fā)效果，大部分油田水驅(qū)采收率達到40%～70%。隨著油田深入開發(fā)的進行，如何開采好在珠江口海相砂巖淺層發(fā)育的一些稠油油藏，對全面提高油田采收率、實現(xiàn)高速開采的產(chǎn)量接替具有十分重要的作用。該地區(qū)稠油油藏主要分布在番禺油田，早期開發(fā)策略為開采下部的稀油油藏為主、兼顧上部稠油油藏。隨著地質(zhì)油藏認識的不斷更新、油田儲量規(guī)模的不斷增大，實施了以開發(fā)上部稠油油藏為主的調(diào)整項目。調(diào)整項目實施的井大部分位于上部稠油油藏，這些生產(chǎn)井都是水平井，含水上升快、生產(chǎn)壓差小，大部分有提液空間。而從油田設(shè)施處理能力來看，主要受FPSO(浮式生產(chǎn)儲油卸油裝置)油處理能力、海管混輸能力一定程度的限制，綜合考慮油藏、井筒、地面設(shè)施之間的制約關(guān)系，提出了地質(zhì)油藏特點認識—動態(tài)分析—動態(tài)指標預(yù)測—管網(wǎng)一體化研究—產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化方案—近期措施建議—實施效果評價的一體化研究流程(圖1)，對番禺油田稠油油藏在生產(chǎn)水平井進行了產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化研究。

以番禺4-2油田儲量最大、生產(chǎn)井數(shù)最多的稠油油藏RE16.20為例，結(jié)合產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化流程進行一體化研究。

1 地質(zhì)油藏特點認識

RE16.20油藏為平面上發(fā)育的水下分流河道、河道側(cè)翼和河口壩3種沉積微相，物源方向為北東。主要發(fā)育2條分支河道，在A20H井區(qū)有明顯的近北東向的相變帶，平均厚度38.8m。平均孔隙度為27.9%，平均滲透率為2560.3mD，為高孔隙度、特高滲透率儲層。含油面積5.21km2，地下原油黏度46.8mPa·s，探明地質(zhì)儲量827.58×104m3。

圖1 一體化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化研究流程圖

2 動態(tài)分析及指標預(yù)測

2.1 動態(tài)分析

RE16.20油藏共8口水平生產(chǎn)井，其中7口在生產(chǎn)。從累計產(chǎn)油與含水率的關(guān)系可以分為3類，B08H井、B28H井、B26H井屬于第3類(過渡型凸線)；A19H井、B02H井屬于第2類(凸型)；A10H1井、B24H井、B27H井屬于第1類(廠型)。分類型對該油藏所有生產(chǎn)井歷史提液進行分析，所有井主要經(jīng)歷2～3個大的提液階段；前1～2個階段提液處在含水率小于90%，平均提液幅度在30%～50%左右，取得了較好的提液增油效果；第2～3個及以后階段提液處在含水率大于90%，平均提液幅度在10%～30%左右，取得了減緩遞減的效果。

2.2 指標預(yù)測

2.2.1 單井水驅(qū)可采儲量計算

運用廣適水驅(qū)特征曲線法[2]、甲型水驅(qū)特征曲線法及數(shù)值模擬法等相結(jié)合的方法確定單井剩余可采儲量(表1)，找到油藏下步可提液的潛力。

表1 單井剩余可采儲量預(yù)測表

2.2.2 單井提液能力、幅度計算

在單井剩余可采儲量、無量綱采液指數(shù)預(yù)測的基礎(chǔ)，進行單井提液幅度計算[3]，保持該油藏目前液量不變的原則下，預(yù)測1年，確定單井提液/降液倍數(shù)，A10H井為11.04,B02H井為1.04,B08H井為1.38,B24H井為1.15,B26H井為1.28,B27H井為0.47,B28H井為1.15。

3 管網(wǎng)模型一體化研究

3.1 油藏-井筒模型建立及分析

圖2 井筒-油藏模型擬合流程圖

根據(jù)建模流程(圖2)，建立單井井筒模型，進行測試點壓力擬合；計算井底流壓及采液指數(shù)，分析單井提液空間。

3.2 管網(wǎng)模型建立及分析

在單井模型建立的基礎(chǔ)上，把整個油田群106口在生產(chǎn)井通過管線連接到FPSO，建立油田群管網(wǎng)模型。

在管網(wǎng)模型基礎(chǔ)上，進行系統(tǒng)分析提液后各設(shè)施的瓶頸。分析認為在目前條件液量下，海管混輸和平臺處理能力不受限制。

3.3 電潛泵舉升能力適應(yīng)性分析

根據(jù)泵變頻特性曲線和目前泵的頻率分析電潛泵是否具備調(diào)頻提液的空間，結(jié)果見表2。

表2 RE16.20油藏在生產(chǎn)井泵工況表

3.4 現(xiàn)有管柱(油管)提液空間分析

4 產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化方案及措施建議

表3 單井提液/降液量表

4.1 單井提液/降液量確定

在單井提液能力、幅度計算的基礎(chǔ)上，根據(jù)提液/降液倍數(shù)，確定單井提液/降液量，結(jié)果見表3。

4.2 產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化方案

在提液/降液量確定后，通過產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化方案預(yù)測RE16.20油藏年累計增油量，結(jié)果見表4。

表4 產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化方案預(yù)測表

表5 近期措施井表

4.3 措施建議

在保持油藏目前液量不變的原則下篩選出提液井2口、降液井2口，具體見表5。

5 實施效果

2015年1～9月，番禺3個油田稠油油藏提液總井次55次，提液效果較好，已累計增油約8×104m3，提液減緩了油田遞減率。根據(jù)累計增油量與含水率變化指標對提液效果進行評價，提液有效井次52井次，占95%，主要以含水穩(wěn)定增油型為主。

6 結(jié)論

1)通過地質(zhì)油藏特點認識對提液可行性進行了分析，找到了油藏提液的潛力，為提液措施指明了方向。

2)通過對歷史提液井次進行分類動態(tài)分析研究，得到了油藏合理的提液時機及幅度。

3)通過管網(wǎng)一體化研究對泵工況、適應(yīng)性、管柱等進行了分析，油藏提液沒有瓶頸限制。

4)通過近期措施評價，驗證了產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化研究的合理性。

5)產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化研究是一個系統(tǒng)工程，應(yīng)多方法、多因素、地下與井筒地面相結(jié)合。

[1]羅東紅,閆正和,梁衛(wèi)，等.南海珠江口盆地海上砂巖油田高速開采實踐與認識[M]. 北京: 石油工業(yè)出版社,2013:87～88.

[2]張金慶.水驅(qū)油田產(chǎn)量預(yù)測模型[M]. 北京: 石油工業(yè)出版社,2013:113.

[3]任允鵬,李秀生,吳曉東.埕島油田館陶組提液時機及技術(shù)界限研究[J]. 油氣地質(zhì)與采收率, 2009,16(2):91～93.

[編輯] 黃鸝

2016-11-01

黃軍立(1983-)，男，碩士，工程師，主要從事油氣田開發(fā)方面的研究,huangjl3@cnooc.com.cn。

TE345

A

1673-1409(2017)15-0069-04

[引著格式]黃軍立，李鋒，閆正和，等.海相砂巖稠油油藏產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化研究[J].長江大學(xué)學(xué)報(自科版), 2017,14(15):69～72.