稠油油藏邊水突進影響因素分析

羅 波 婁小娟

中國石油大港油田公司勘探開發(fā)研究院, 天津 300280

0 前言

國內(nèi)外稠油油藏的開發(fā)主要采用蒸汽驅(qū)、SAGD、火驅(qū)等技術(shù)[1-2],開發(fā)過程具有高投資、高風(fēng)險的特點[3]。R油田是海外小型稠油邊水油藏,在國際油價低迷的形勢下,大型增產(chǎn)措施無法實施[4-5],油井水淹速度快,產(chǎn)量形勢嚴(yán)峻,油藏開發(fā)面臨著經(jīng)濟、技術(shù)雙重困難[6]。為實現(xiàn)海外油藏低投入、高收益的目標(biāo),開展油藏邊水推進特征研究[7],充分利用天然能量,實現(xiàn)稠油邊水油藏的經(jīng)濟、高效開發(fā)[8],提高海外市場競爭實力。

1 概況及存在問題

R油田位于乍得X盆地西南部,受兩條大斷層控制,形成南高北低的一個斷鼻構(gòu)造。油藏埋深為950～1 100 m,主要含油目的層為白堊系。發(fā)育淺湖-半深湖、扇三角洲沉積為主。儲層物性較好,平均孔隙度18.7%,平均滲透率0.237 μm2,屬于中孔中高滲儲層。具有統(tǒng)一的油水界面,含油面積5.1 km2,水體面積為含油面積的35倍,邊水能量充足。地層原油黏度67 mPa·s,原油密度0.93 g/cm3,是一個受構(gòu)造控制的小型邊水稠油油藏。2009年投產(chǎn)共鉆遇油井19口,投產(chǎn)至今累計產(chǎn)油28.2×104m3,采出程度4.1%,綜合含水率35.7%,采油速度0.35%。

R油田屬于稠油邊水油藏,油水黏度比高,邊水極易突進[9]。隨著開發(fā)的進行構(gòu)造低部位油井水淹嚴(yán)重,85%以上的油井進入高含水階段,產(chǎn)量遞減速度快。部分構(gòu)造高部位油井也受到影響,單井產(chǎn)量下降[10]。油藏開發(fā)面臨著“水驅(qū)波及面積小,有油采不出”的困境。因此控制邊水推進形態(tài),減緩邊水突進速度,防止油井水淹,成為影響油藏產(chǎn)量的關(guān)鍵點[11]。

2 邊水突進特征

對工區(qū)各部位油井的生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)進行分析研究[12],認(rèn)為R油藏邊水突進具有以下兩個特征:

1)單井無水采油期的長短與邊水距離有關(guān)。對R油藏19口油井的無水采油期與邊水距離進行統(tǒng)計分析,結(jié)果顯示單井無水采油期的長短與邊水距離相關(guān)。構(gòu)造中高部位油井距邊水距離較遠,平均無水采油期305 d。構(gòu)造低部位油井距離邊水較近,平均無水采油期較短，僅51.4 d,見表1。線性回歸過程中,二者表現(xiàn)出較高的相關(guān)性,見圖1,符合層狀邊水油藏的開發(fā)特征。

2)邊水突進受儲層非均質(zhì)性影響。單井綜合含水率總體上呈現(xiàn)構(gòu)造低部位油井綜合含水率高于構(gòu)造中高部位油井綜合含水率的特征,但受儲層非均質(zhì)性影響,部分油井綜合含水率異常。如圖2所示位于構(gòu)造中部位的油井R13井,無水采油期僅45 d,綜合含水率74%進入高含水階段,綜合含水率異常。經(jīng)分析發(fā)現(xiàn)該井位于儲層高滲透帶,邊水突進引發(fā)單井水淹。

因此,儲層非均質(zhì)性及單井與邊水的距離,是影響邊水突進的主要因素。

表1 無水采油期統(tǒng)計表

井名無水采油期時間/d平均無水采油期/d構(gòu)造位置R 1-180R 1-1913R 218R 1-1220R 1-244R 1-455R 1-2090R 1-8103R 1-512051.4低部位R 1-1345R 1-6105R 1-15120R 1402R 1-14430R 1-10480R 1-11550305中高部位

圖1 無水采油期與邊水距離圖

圖2 部分區(qū)域邊水突進圖

3 優(yōu)化單井日產(chǎn)液量

常規(guī)的單井配產(chǎn)對油藏開發(fā)效果的影響不明顯,主要考慮油層有效厚度的差異[13],采用經(jīng)驗公式或者無因次采油采液指數(shù)進行計算即可[14]。稠油邊水油藏油水黏度比大,單井日產(chǎn)液量不合理極易引發(fā)邊水突進,造成油井水淹單井產(chǎn)量急速下降[15],因此常規(guī)油藏的單井配產(chǎn)方法無法滿足稠油邊水油藏的開發(fā)需求;為提高單井配產(chǎn)精度,開展精細油藏數(shù)值模擬研究,高精度還原油藏開發(fā)歷程及現(xiàn)狀,量化儲層非均質(zhì)性及邊水距離對邊水突進的影響,優(yōu)化單井日產(chǎn)液量[16]。

通過數(shù)值模擬分別計算不同滲透率、不同邊水距離下,油井的合理日產(chǎn)液量,通過多元回歸,量化該油藏單井日產(chǎn)液量與邊水距離和儲層非均質(zhì)性的相關(guān)性[17]。如滲透率為0.1 μm2時,分別計算邊水距離為158.0、230.1、266、315.5和409.5 m時的單井累計產(chǎn)油量,見圖3。由此計算出當(dāng)前條件下,合理單井日產(chǎn)液量與邊水距離的關(guān)系,見圖4。其次開展同一位置不同滲透率下合理單井日產(chǎn)液量研究,計算出合理單井日產(chǎn)液量與邊水距離及滲透率的關(guān)系[18],見表2。通過多元回歸,得到R油藏單位厚度下,合理單井日產(chǎn)液量與邊水距離、滲透率的計算式(1)。

PL= 0.006 3×L+1.76×log(k)-2.46

R2=0.93

(1)

圖3 累產(chǎn)油量與日產(chǎn)液量關(guān)系曲線圖

圖4 合理單井日產(chǎn)液量與邊水距離曲線圖

表2 不同邊水距離及滲透率下合理單井日產(chǎn)液量表

滲透率/10-3 μm2不同邊水距離下的單井合理日產(chǎn)液量/(m3·d-1)158 m230.1 m266 m315.5 m409.5 m537 m200.831.281.511.822.413.21751.842.292.522.833.424.221002.062.512.743.053.644.442502.763.213.443.754.345.143503.013.473.694.014.65.44003.123.573.84.114.75.5

4 實施效果

R油田的主力含油層系為KI-4,占總地質(zhì)儲量的75%,投產(chǎn)油井8口;砂體整體發(fā)育穩(wěn)定、連片,平均油藏厚度5 m,計劃日產(chǎn)液149.1 m3/d;對主力層系單井分別采用無因次采油采液指數(shù)法及公式法優(yōu)化方法進行配產(chǎn),見表3;投產(chǎn)10 a后,單井日產(chǎn)液量優(yōu)化后方案累計產(chǎn)油8.37×104m3,采出程度19.7%,與優(yōu)化前相比累計增油1.36×104m3,采收率提高3.2個百分點,最高含水相差15個百分點。因此,在稠油邊水油藏的開發(fā)過程中,優(yōu)化單井日產(chǎn)液量能有效調(diào)整邊水推進形態(tài)[19],延緩邊水突進速度,提高油藏的采出程度,是R油田這類小型邊水稠油油藏在低油價下可實施的有效增產(chǎn)措施之一[20]。

表3 主力層系合理單井日產(chǎn)液量表

井名距邊水距離/m滲透率/10-3 μm2公式法計算日產(chǎn)液量/(m3·d-1)無因次法計算日產(chǎn)液量/(m3·d-1)R 1-1810515310.218.6R 1-1915017412.118.6R 128134818.918.6R 1-1529828618.718.6R 1-1429924518.118.6R 1-1334831720.718.6R 1-1048020823.218.6R 1-115503172718.6合計149.1149.1

5 結(jié)論與認(rèn)識

1)小型邊水稠油油藏的開發(fā)呈高含水、低采出程度的特征,開發(fā)過程中面臨著經(jīng)濟、技術(shù)雙重困難。優(yōu)化單井日產(chǎn)油量能有效控制邊水形態(tài),充分利用天然能量減緩產(chǎn)量壓力,是低油價環(huán)境下小型稠油油藏穩(wěn)產(chǎn)增效的新思路。

2)單井生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)能有效表征邊水突進特征,小型稠油邊水油藏邊水突進,受儲層非均質(zhì)性及單井與邊水的距離影響。

3)常規(guī)的單井配產(chǎn)方式無法滿足小型邊水稠油油藏的開發(fā)需求?？紤]單井與邊水的距離及儲層非均質(zhì)性優(yōu)化單井配產(chǎn),可有效調(diào)控邊水推進形態(tài),減緩邊水突進速度。