海上油田晚期注水開發(fā)實踐

史長林 楊麗娜 王欣然

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452;2.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

油田注水作為提高油田采油速度和采收率的主要方法已被廣泛應(yīng)用。大量實驗和生產(chǎn)實踐表明:常規(guī)油藏在泡點壓力附近(保持油層壓力在泡點壓力85%以上)時，開始注水能夠?qū)崿F(xiàn)注入水少，綜合含水率低，采出程度高的目標(biāo)，所以該類油藏一般采取中期或早期注水[1-2]。也有許多油田由于種種原因，沒能實現(xiàn)中期或早期注水，而是在地層壓力遠低于泡點壓力，或溶解氣驅(qū)之后開始注水，稱為晚期注水，如長春油田、歧口18-1油田、美國Yowlumne油田以及印尼Widuri油田33S油藏[3-4]。Widuri油田33S油藏原油黏度低、儲層物性好，晚期注水取得了較好的開發(fā)效果，增加可采儲量350×104m3，提高采收率11%，注水后油田日產(chǎn)油量由359 m3增加到1 707 m3，遞減率由30%降為21%。總結(jié)Widuri油田33S油藏的開發(fā)經(jīng)驗，對于開發(fā)好此類油藏具有很好的借鑒作用。

1 油藏特征及開發(fā)概況

Widuri油田位于印度尼西亞東南蘇門答臘盆地西斜坡上的斷背斜構(gòu)造高點，目的層為漸新世—早中新統(tǒng)Talang Akar組，儲層沉積相類型為河流相沉積，巖石類型是細粒石英砂巖，儲層物性普遍較好，平均孔隙度為28%，平均滲透率為1 000×10-3μm2。Widuri油田33S油藏為弱邊水的構(gòu)造巖性油藏，包括33-4、33-6和34-1油層。

地面原油密度為0.865 8 g/cm3、黏度為23 mPa·s、含蠟量為12.12%、含硫量為0.127%～0.130%。地面原油性質(zhì)具有密度中等、黏度中等、凝固點高、含蠟量高、膠質(zhì)+瀝青質(zhì)中等、含硫量低的特點。地層原油為低黏度原油，其黏度為4 mPa·s，溶解氣油比為110，原油飽和壓力為 6.23～6.87 MPa，原油體積系數(shù)為1.1。地層水總礦化度為12 077～16 931 mg/L，水型為NaHCO3型。油藏屬于正常的壓力和溫度系統(tǒng)。

33S油藏于1990年12月投產(chǎn)，共 3套層系，實行單層分層開采。該油藏初期采用天然水驅(qū)，于1999年7月開始逐步實施注水開發(fā)。注水分2期進行，第1期實施注水的油層包括33-4、33-6、34-1W，實施時間為1999年7月～2000年8月；第2期注水油層為34-1E，于2005年5月實施注水。注水前該油藏壓力下降快。從1990年至2000年，地層壓力由9.66 MPa降至2.76 MPa，且含水率低。在天然能量開采階段，含水率一直處于較低水平(10%～40%)。注水后初期含水率上升快，后期控水見效。

油田注水利用率高，注水開發(fā)效果好，在注水開發(fā)初期各油層的產(chǎn)油量均有較明顯的提升。其中，33-4日產(chǎn)油量由注水開發(fā)前的954×104m3增至1 828×104m3；33-6日產(chǎn)油量由注水開發(fā)前的127×104m3增至366×104m3；34-1W日產(chǎn)油量由注水開發(fā)前的16×104m3增至207×104m3；34-1E日產(chǎn)油量由注水開發(fā)前的65×104m3增至159×104m3。注水油藏的累計產(chǎn)量截至2012年8月底已達到906×104m3，占油田總產(chǎn)量的16.5%。按已有生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測注水開發(fā)能夠使33S油藏采收率提高11%。

2 注水時機分析

2.1 注水時機優(yōu)化

為了對注水時機進行優(yōu)化，參照33-4油層的構(gòu)造特征、流體性質(zhì)、物性參數(shù)建立油藏數(shù)值模擬模型，進行數(shù)值模擬研究。設(shè)定開發(fā)全過程依靠天然能量開發(fā)為基礎(chǔ)方案，同時設(shè)置4套不同注水時機的對比方案：(1) 在油藏壓力為原始壓力時開始注水；(2) 油藏壓力下降到飽和壓力時開始注水；(3) 壓力下降到飽和壓力的1/2時開始注水；(4) 壓力下降到飽和壓力的1/4時開始注水。分析不同方案的累計產(chǎn)油量預(yù)測曲線知，隨著開發(fā)的進行，當(dāng)油藏壓力下降到飽和壓力的1/2時開始注水，預(yù)測期末油藏的累計產(chǎn)油量最高(見圖1)，采出程度最高(見表1)。

圖1 不同注水時機各方案累計產(chǎn)油量預(yù)測曲線

表1 不同方案采出程度預(yù)測結(jié)果

2.2 實際注水時機分析

33S油藏在利用天然能量開發(fā)過程中出現(xiàn)以下情況。首先，儲層壓力快速下降，至1994年底，地層壓力下降至泡點壓力6.5 MPa附近，至1999年末，壓力下降至2.5～3.0 MPa，為飽和壓力(6.5 MPa)的一半以下時，儲層已經(jīng)嚴(yán)重脫氣；其次，采油速度快速下降，已經(jīng)不能通過增加生產(chǎn)井?dāng)?shù)來減緩油田的遞減；再次，隨著生產(chǎn)井?dāng)?shù)的增加及提液措施的進行，采出程度增加，含水上升率增加，油井綜合遞減率升高：因此急需通過二次采油，補給儲層能量。故于1999年7月，對33S油藏實施注水開發(fā)。相對常規(guī)海上注水開發(fā)油田，該油田注水時機相對較晚[5-7]。

3 開發(fā)效果分析

3.1 整體開發(fā)效果分析

Widuri油田弱邊水驅(qū)油藏自1999年7月實施注水開發(fā)后獲得了較好的生產(chǎn)效果。至2012年8月，注水開發(fā)油藏累計產(chǎn)油量已達914×104m3，占油田總產(chǎn)量的16.5%。地層壓力得到了較好恢復(fù)，如33-4及33-6油層的壓力已由注水前的3.0 MPa恢復(fù)至目前的6.9 MPa，目前各油藏采出程度均在17%以上(見圖2)。其中，Ⅰ期實施的注水油層(33-4、33-6、34-1W)由于注采系統(tǒng)較為完善，采出程度較注水前提高了9%～12%。2005年實施的Ⅱ期注水油層(34-1E)由于注水開發(fā)時間短，采出程度增幅較小，為2.4%(見表2)。通過2期注水及其他增產(chǎn)挖潛措施后，原油產(chǎn)量明顯增加，油田生產(chǎn)的遞減趨勢得到減緩，可采儲量從5 280×104m3增加到5 630×104m3，采收率從41.7%提高到52.5%。

通過對采收率、綜合遞減率、地層壓力水平等4類10個指標(biāo)開展評價，總體評價結(jié)果為一類(見表3)，因此認為Widuri油田33S油藏注水開發(fā)效果總體較好。

3.2 開發(fā)單元效果對比

Widuri油田33S油藏的4個注水開發(fā)單元，注水時地層壓力均已下降至飽和壓力的一半以下，注水時機相對較晚，注水開發(fā)效果均較明顯。注水方案實施后共增加可采儲量350×104m3，采收率提高了11%。其中，33-4及33-6油層注水后日產(chǎn)油量由359 m3增加到1 707 m3，遞減率由30%降為21%，可采儲量增加了281×104m3；34-1W油層注水后日產(chǎn)油量由71 m3增加到569 m3，遞減率由22%降為19%，可采儲量增加了41×104m3；34-1E油層注水后日產(chǎn)油量由77 m3增加到165 m3，遞減率由33%降為23%，可采儲量增加了28×104m3。

表2 注水開發(fā)油藏注水前后對比表

表3 開發(fā)指標(biāo)匯總表

對比33S油藏的4個注水開發(fā)單元采出程度與含水率關(guān)系曲線發(fā)現(xiàn)(見表2、圖2)：最早注水的33-4油層在1999年開始注水前含水率只有11.9%、采出程度為7.7%，2012年含水率達到94.4%、采出程度卻只有19.1%；而最晚注水的34-1E油層，2005年注水前含水率高達89.4%、采出程度為36.3%，2012年含水率為96.4%、采出程度為38.7%，含水率隨采出程度的增加而增加的幅度最??；其他2個油藏2012年的采出程度大約在25.6%，其中，33-6油層2000年開始注水時含水率為86.6%，采出程度為16.4%，2012年含水率為93.0%，采出程度為25.9%；34-1W油層2000年開始注水時含水率為74.0%，采出程度為13.3%，2012年年含水率為94.6%，采出程度為25.4%。故Widuri油田33S油藏的開發(fā)實踐表明，此類油田注水時機較晚也可取得好的開發(fā)效果。

圖2 各油層采出程度與含水率關(guān)系曲線

對于弱邊底水油藏，地層壓力大幅度下降會對油氣儲層及流體產(chǎn)生一定的傷害，使流體脫氣形成油、氣、水三相流動，大大降低了原油的相對滲透率，從而降低了原油的產(chǎn)量[8]。而在Widuri油田33S油藏，即使在地層壓力下降至飽和壓力一半以下，地層嚴(yán)重脫氣時注水，仍然取得了較好的開發(fā)效果。分析原因認為，這得益于該油層較好的物性及較好的油質(zhì)。Widuri油田33S油藏各油層的整體物性好，平均孔隙度為25%～30%，平均滲透率為(500～5 000)×10-3μm2，對比4個注水開發(fā)油藏，晚注水的34-1E油層物性好于較早注水的33-4油層。由于其物性好，隨著開發(fā)的進行，即使地層嚴(yán)重脫氣，在近井地帶出現(xiàn)油、氣、水三相滲流并形成了氣鎖現(xiàn)象，但由于儲層孔喉半徑較大，毛細管力較弱，界面張力較小，氣鎖能力較弱，油相滲透率仍不會大幅降低，原油仍然可以通過滲流通道進入井筒。同時，4個注水開發(fā)油藏油質(zhì)好，地層原油黏度為 4 mPa·s，注水時水驅(qū)油面積大，采出程度高。一般情況下，儲層脫氣后，一方面使原油黏度增高，另外一方面也改變了油層熱動力平衡，使油層析蠟[9-10]，但由于Widuri油田33S油藏油質(zhì)好，脫氣前后原油黏度變化不大，多相流干擾現(xiàn)象并不明顯，這有利于脫氣后的注水開發(fā)。故Widuri油田33S油藏晚期注水仍取得了較好的效果。

4 結(jié) 語

(1) Widuri油田33S油藏注水時機優(yōu)化顯示，晚注水可取得較好的效果。應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)對4套不同注水時機的方案進行預(yù)測。結(jié)果顯示，當(dāng)油藏壓力下降到飽和壓力一半以后注水，油藏的累產(chǎn)油量最高，采出程度最高，油藏的開發(fā)效果最好。

(2) Widuri油田33S油藏開發(fā)實踐表明，晚期注水也可取得較好效果。注水時地層壓力已下降至飽和壓力一半以下時，注水時機相對較晚。

(3) 原油黏度低的高孔高滲油藏可以適當(dāng)推遲注水時間。Widuri油田33S油藏物性好，儲層孔喉半徑較大，毛細管力弱，界面張力小，氣鎖能力較弱，即使脫氣，原油仍然可以通過滲流通道進入井筒；當(dāng)原油油質(zhì)好，黏度低時，在脫氣前后原油黏度變化不大，多相流干擾現(xiàn)象不明顯，這有利于脫氣后的注水開發(fā)。