海上稠油油藏半衰竭水驅(qū)開發(fā)壓力恢復速度研究

周海燕，石洪福，劉 斌，王記俊

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

BZ油田為渤海大型窄河道稠油油田，主要目的層段為明化鎮(zhèn)組下段，油藏埋深為1 650～1 850 m，巖性特征為泥巖與砂巖的不等厚互層，砂巖單層厚度為2～20 m。地層原油黏度為50～200 mPa·s，石油地質(zhì)儲量超過1.2×108m3。經(jīng)過近十幾年注水開發(fā)，油田綜合含水已達到72%，進入高含水期[1]。BZ油田受海上平臺液量處理能力、海管容量等諸多硬件條件的限制，以及海上油田執(zhí)行高采油速度同時兼顧采收率、少井高產(chǎn)、快速收回投資的技術政策的影響，海上油田開發(fā)初期注采比均低于1.0，開發(fā)10 a后地層壓力由原始地層壓力16.6 MPa降至9.0 MPa，接近飽和壓力，屬于半衰竭水驅(qū)開發(fā)[2]。提液是該類稠油油藏中高含水期最重要的增產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)手段，而恢復地層壓力是油田大面積提液的先決條件[3-10]。通過增注提高地層壓力的同時，注入水易突破，導致含水上升，尤其是對于BZ窄河道油田，注入水極易沿河道形成水竄，增注時必須對壓力恢復速度和含水率予以權(quán)衡[11-16]。半衰竭水驅(qū)油田壓力恢復研究尤為重要。

1 窄河道儲層精細建模

河道型油藏建模的難點在于準確刻畫河道縱向和平面上的形態(tài)，一般認為河道縱向上的形態(tài)是中心較厚為矩形，邊部為橢圓形，逐漸尖滅。河道呈現(xiàn)出中間物性好、邊部物性差的特點[9]。

河道的縱向形態(tài)可以簡化為如圖1所示，利用橢圓方程來描述河道邊界的尖滅。

(1)

式中：a為橢圓長軸(河道邊部尖滅的寬度)，m；z為橢圓短軸(厚度)，m；x的取值范圍為0～a，m；y的取值范圍為0～z，m。

圖1 不同寬厚比窄河道模型

2 壓力恢復速度與含水上升速度關系

在窄河道特征精確描述的基礎上，建立了能夠反映地質(zhì)特點的窄河道地質(zhì)模型。根據(jù)BZ油田窄河道砂體解剖成果和平面非均質(zhì)特點，利用petrol模擬器建立了不同寬厚比窄河道概念模型，河道寬厚比分別為10、20、30、40。模型設置地下流體黏度為150 mPa·s，2注1采，井距為300 m，原始地層壓力為16.6 MPa，泡點壓力為8.9 MPa，初期注采比為0.5，當壓力降至9.0 MPa時，以不同注采比恢復地層壓力，研究壓力恢復速度與含水上升速度及河道寬厚比之間定量關系。

通過數(shù)值模擬研究可以得到不同寬厚比條件下地層壓力恢復速度與含水上升速度的關系圖版(圖2)，并利用式(2)對曲線進行回歸，得到一系列方程，擬合效果較好。

Δfw=α·expβ·Δp

(2)

式中：Δfw為含水上升速度，%；α、β為系數(shù)；Δp為地層壓力恢復速度，MPa/季度。

進一步建立系數(shù)α和β與河道寬厚比λ的定量關系。

α=-0.01λ+1.8

(3)

β=-0.01λ+5.2

(4)

式中：λ為河道寬厚比。

通過油田2個實際增注井組，進一步對圖版進行驗證，選擇河道較寬、河道較窄2個注采井組。S井組，寬厚比為16，測試地層壓力恢復速度為0.45 MPa/季度，通過圖版計算生產(chǎn)井理論含水上升速度為15.2%，實際該井組含水上升速度為13.0%；D井組，河道寬厚比為31，測試地層壓力恢復速度為0.24 MPa/季度，通過圖版計算生產(chǎn)井理論含水上升速度為4.5%，實際該井組含水上升速度為3.0%。

進一步根據(jù)圖2中含水上升速度對壓力恢復速度進行求導，可以得到含水上升速度對地層壓力恢復速度的導數(shù)(圖3)，當?shù)貙訅毫謴退俣刃∮?.2 MPa/季度時，含水上升較慢；而地層壓力恢復過快，含水急劇上升，引起產(chǎn)量遞減加大。如果地層壓力恢復較慢，則產(chǎn)液量較低，無法滿足海上油田高效開發(fā)的需求。壓力恢復過快和過慢都不利于油田高效開發(fā)，因此，推薦BZ油田地層壓力恢復速度為0.2～0.3 MPa/季度。

圖3 壓力恢復速度與含水上升率導數(shù)的關系圖版

3 壓力恢復階段合理注采比

注水開發(fā)油藏物質(zhì)平衡方程為[10]：

NpBo+WpBw-WiBw=NCeBoiΔp

(5)

式中：Np為累計產(chǎn)油量，104m3；Wp為累計產(chǎn)水量，104m3；Wi為累計注水量，104m3；N為地質(zhì)儲量，104m3；Bo為原油體積系數(shù)，m3/m3；Bw為地層水體積系數(shù)，m3/m3；Ce為綜合壓縮系數(shù)，1/MPa；Boi為原始原油體積系數(shù)，m3/m3；Δp為生產(chǎn)壓差，MPa。

運用泰勒展開式對Bo和Bw進行展開可得：

Bo=Boi[1-Co(pi-p)]?Bo=Boie-Co(pi-p)

(6)

Bw=Bwi[1-Cw(pi-p)]?Bw=Bwie-Cw(pi-p)

(7)

式中：Co為原油壓縮系數(shù)，1/MPa；pi為原始地層壓力，MPa；p為目前地層壓力，MPa；Bw為地層水體積系數(shù)，m3/m3；Bwi為原始地層水體積系數(shù)，m3/m3；Cw為地層水壓縮系數(shù)，1/MPa。

將式(6)、(7)帶入式(5)并對時間t進行求導可得：

(8)

設注采比δ為：

(9)

含水率fw為：

(10)

將注采比δ和含水率fw帶入式(8)可得：

(11)

式中：Qo為產(chǎn)油量，m3/d；Qw為產(chǎn)水量，m3/d；Qi為注水量，m3/d；δ為注采比；fw為含水率，%。

將式(11)和圖3進一步結(jié)合，可計算各井區(qū)在推薦壓力恢復速度下的注采比。

4 礦場應用

考慮到渤海BZ油田A區(qū)注水井較少，天然能量較為充足，因此，油田恢復地層壓力主要區(qū)域為B、C井區(qū)，計算結(jié)果見表1。

表1 井區(qū)合理注采比

按照設計注采比對油田B、C井區(qū)實施增注(圖4)，2015年2月至2016年12月油田日注水量由4 150 m3/d增加至8 604 m3/d，日產(chǎn)油由3 143 m3/d增加至4 006 m3/d，最大日增油達到863 m3/d。日產(chǎn)液由8 023 m3/d增至13 291 m3/d，最大日增液達到5 268 m3/d，地層壓力回升1.55 MPa，部分井組含水明顯下降，產(chǎn)油量增加。

5 結(jié) 論

(1) 通過精細解剖復雜河流相儲層，建立能夠反映窄河道特點的精細地質(zhì)模型。利用該模型研究了不同寬厚比河道，壓力恢復速度與含水上升關系，并建立了相應圖版。壓力恢復速度應保持在0.2～0.3 MPa/季度。

(2) 結(jié)合注水開發(fā)油藏物質(zhì)平衡方程和圖版，推導出不同壓力恢復速度下的注采比，并指導油田增注。油田實際增注效果表明，該方法較為可靠，在

恢復地層壓力同時，抑制了含水過快上升，開發(fā)生產(chǎn)形勢持續(xù)變好。

圖4 渤海BZ油田綜合開采曲線