海上稠油油藏能量分區(qū)評(píng)價(jià)及開發(fā)調(diào)整策略

衛(wèi)喜輝，閆正和，謝明英，羅 澤，陳一鳴

（中海石油（中國(guó)）有限公司深圳分公司研究院，廣東深圳518000）

油田合理開發(fā)方式取決于天然能量狀況，油藏能量評(píng)價(jià)結(jié)果將影響油田整體井網(wǎng)部署策略，海上開采平臺(tái)是否考慮注水設(shè)施，以及最終的開發(fā)投資和開發(fā)決策。 南海東部海上油田開發(fā)實(shí)踐證實(shí)海相沉積儲(chǔ)層砂體橫向連續(xù)性好，天然能量充足，采用天然水驅(qū)開發(fā)取得了高采油速度、高采出程度的開發(fā)效果［1-3］。 P油田整體開發(fā)方案設(shè)計(jì)采用天然能量開發(fā)， 但投產(chǎn)后高部位井初期產(chǎn)量較高但遞減快，穩(wěn)定產(chǎn)量低，難提液，開發(fā)效果明顯低于設(shè)計(jì)。 為改善油田開發(fā)效果， 需對(duì)油田能量狀況進(jìn)行評(píng)價(jià)，以優(yōu)化開發(fā)方式和確定開發(fā)調(diào)整策略。 目前大多研究針對(duì)油藏整體的能量狀況進(jìn)行評(píng)價(jià)［4-8］，很少對(duì)油藏不同區(qū)域的能量狀況進(jìn)行評(píng)價(jià)。 本文采用能量分區(qū)評(píng)價(jià)思路， 將油藏劃分為能量充足區(qū)和能量不足區(qū)，并基于能量分區(qū)認(rèn)識(shí)，確定了油藏邊部依靠天然能量開發(fā)和油藏中高部位注水開發(fā)的開發(fā)調(diào)整策略。

1 油田概況

P油田是南海東部海域的一個(gè)典型的疏松砂巖高泥質(zhì)稠油油藏，屬于在基底隆起上的受一組右行雁列式帚狀斷層所控制的低幅度斷背斜構(gòu)造，構(gòu)造呈SWW-NEE走向，地層傾角0.32°～0.99°，閉合高度56～71 m，圈閉面積59.6～73.9 km2。 油田儲(chǔ)層為海相三角洲三角洲外前緣沉積， 沉積微相以遠(yuǎn)砂壩和河口壩為主。 儲(chǔ)層巖性以細(xì)砂巖和粉砂巖為主，油田測(cè)井解釋泥質(zhì)含量12.8%～24.7%， 平均17.7%；孔隙度22.3%～30.4%，平均25.4%；滲透率（54.4～701）×10-3μm2，平均215×10-3μm2；地層原油黏度111～277 mPa·s，油藏流度（0.8～2.8）×10-3μm2/mPa·s，儲(chǔ)層總體以中—高孔、中滲為主，但屬于特低流度稠油油藏［9］。 其中主力油藏HJ2-21在含油范圍內(nèi)砂體穩(wěn)定發(fā)育，平面物性分布為西部稍好，水平段測(cè)井平均滲透率（369～486）×10-3μm2，中部和東部物性相近，水平段測(cè)井平均滲透率（203～531）×10-3μm2，油藏邊部和中高部位的地層原油黏度基本一致。 油藏埋深1 200～1 400 m， 原始地層壓力12.15～13.96 MPa，地層溫度68.1～75.9 ℃，為正常的溫度壓力系統(tǒng)。

油田于2016年9月投產(chǎn)，大多數(shù)井在初期產(chǎn)量較高但遞減快，生產(chǎn)50 d后產(chǎn)量基本穩(wěn)定，但穩(wěn)定產(chǎn)量低，只有初期的1/3～1/2，同時(shí)井底流壓初期下降快，之后基本穩(wěn)定，難提液。截至2017年底油田采出程度1.85%，綜合含水44.9%，2018年3月開始進(jìn)行注水開發(fā)。 與同海域其他海相砂巖油田高速開采特征不同， 油田生產(chǎn)動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為低產(chǎn)和低采油速度，嚴(yán)重制約經(jīng)濟(jì)效益，迫切需要開發(fā)調(diào)整提高開發(fā)效果。

2 油藏能量狀況研究

2.1 油藏整體能量評(píng)價(jià)

油藏及其水體應(yīng)該是一個(gè)研究整體，其中油藏范圍及其特征決定了儲(chǔ)量規(guī)模，而水體范圍及其性質(zhì)決定了應(yīng)采用天然能量開發(fā)還是人工補(bǔ)充能量開發(fā)。目前水體能量研究方法主要有三種［10-16］：第一種是地質(zhì)靜態(tài)法，主要依據(jù)構(gòu)造、測(cè)井和地層對(duì)比研究水體范圍來評(píng)價(jià)水體能量大小，該方法受地震分辨率和斷層認(rèn)識(shí)的制約，需結(jié)合區(qū)域內(nèi)已開發(fā)油田能量供給情況進(jìn)行評(píng)價(jià)。 第二種是油藏工程法，采用物質(zhì)平衡原理分析水體大小及水侵速度，可信度較高， 但要求油藏有一定采出程度和明顯壓降，一般采出程度應(yīng)大于2%［17］，油藏平均壓力計(jì)算合理且代表性強(qiáng)，否則影響結(jié)果準(zhǔn)確度。 第三種是數(shù)值模擬法，通過建立油藏模型調(diào)整地層參數(shù)擬合地質(zhì)儲(chǔ)量、產(chǎn)液量和壓力來分析水體大小。 油田開發(fā)早期生產(chǎn)時(shí)間短，含水低，含水上升規(guī)律不明確，影響水侵方向判斷和壓力擬合，且擬合過程復(fù)雜，多用于開發(fā)中后期。

P油田南部受斷層控制，北部與廣闊水體連接。通過地球物理反演確定HJ2-21油藏的砂體分布范圍， 采用平均儲(chǔ)層厚度和孔隙度估算水體倍數(shù)為44.2。 地層對(duì)比發(fā)現(xiàn)距油田17 km井的儲(chǔ)層對(duì)比性強(qiáng)，考慮到同海域內(nèi)已開發(fā)的海相沉積油田均采用天然能量開發(fā)，因此前期評(píng)價(jià)階段認(rèn)為水體能量充足，依靠天然能量開發(fā)。

油藏工程法計(jì)算水體倍數(shù)約40倍，同時(shí)油藏開發(fā)初期彈性能占比82%，2018年9月邊水驅(qū)動(dòng)能量占比從18.0%增加到72.7%（見表1）， 表明油藏具有較大水體，且隨著邊水逐漸侵入，油藏具有較充足的能量供給。 但需指出的是，地質(zhì)靜態(tài)分析和油藏工程法均是評(píng)價(jià)油藏整體能量，而實(shí)際上油藏不同區(qū)域井的開發(fā)動(dòng)態(tài)差異很大，能量供給差異也很大。

表1 HJ2-21油藏驅(qū)動(dòng)能量占比分析

2.2 油藏能量分區(qū)評(píng)價(jià)

首先，采用動(dòng)態(tài)法對(duì)油藏進(jìn)行能量分區(qū)評(píng)價(jià)。一般來說，能量充足區(qū)域井的動(dòng)態(tài)特征為投產(chǎn)后液量能保持在較高水平，井底流壓相對(duì)平穩(wěn)，提液后液量增加并能保持平穩(wěn)， 井底流壓在新水平保持平穩(wěn)，表現(xiàn)地層供液充足。 能量不足區(qū)域井的動(dòng)態(tài)特征為投產(chǎn)初期液量水平較高， 但液量快速遞減，井底流壓也快速降低，電潛泵提頻后液量不增加或增幅小，而泵溫升幅高影響電潛泵正常生產(chǎn)，液量只能維持在較低水平， 不能滿足海上油田產(chǎn)量需要，表現(xiàn)地層供液不足。 因此，基于井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，結(jié)合南海東部海域內(nèi)能量充足類似油藏的液量水平（水平井初期液量159 m3/d，高含水期液量能達(dá)到795 m3/d）， 將井劃分為能量不足井和能量充足井，并依此開展油藏能量分區(qū)評(píng)價(jià)研究。

本油田中能量充足井的動(dòng)態(tài)特征見圖1，投產(chǎn)后液量和井底流壓高，隨生產(chǎn)進(jìn)行液量增大，且提頻后液量增加，井底流壓比較平穩(wěn)，能提液滿足未來高液量生產(chǎn)。 而能量不足井的動(dòng)態(tài)特征見圖2，投產(chǎn)后初期液量水平高，但遞減快，穩(wěn)定后液量水平只有初期的1/2，井底流壓液也快速下降，后期提液但液量增加幅度小， 不能滿足未來高液量生產(chǎn)需求。通過歸類發(fā)現(xiàn)，油水邊界附近井能量充足，井底流壓高，生產(chǎn)壓差0.7～1.3 MPa，而油藏中高部位井能量不足，生產(chǎn)壓差3～4 MPa，地層總壓降達(dá)2.5 MPa。由于油藏構(gòu)造十分平緩,各井工作制度相似，井底流壓也反映了油藏能量狀況［18］，油水邊界附近井底流壓12.2～12.8 MPa，中高部位井底流壓9.5～10.5 MPa。同時(shí)，中高部位井電潛泵提頻后液量增加很少而馬達(dá)溫度快速上升到120～140 ℃。 這些均表明油藏邊部井能量充足而中高部位井能量不足，即油藏不同區(qū)域的能量供給狀況不同。 油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)表明，井在內(nèi)油水邊界外或距內(nèi)油水邊界200 m以內(nèi)的區(qū)域天然能量供給充足（見圖3）。

圖1 能量充足井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線

圖2 能量不足井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線

其次，采用數(shù)模法對(duì)油藏進(jìn)行能量分區(qū)評(píng)價(jià)。建立主力油藏HJ2-21的均質(zhì)概念模型以分析距內(nèi)油水邊界不同距離的能量供給情況，該油藏高點(diǎn)埋深-1 345 m，地層厚度8 m，平均地層傾角0.69°，平均孔隙度26.0%，平均滲透率315×10-3μm2，地層原油黏度111 mPa·s，原始地層壓力13.63 MPa，飽和壓力1.59 MPa。 模型網(wǎng)格數(shù)Nx×Ny×Nz為50×20×16，網(wǎng)格大小為50.4 m×50.4 m×0.5 m，邊水水體倍數(shù)為40倍（見圖4）。

圖3 P油田開發(fā)井能量狀況劃分

圖4 油藏概念模型（平面圖和剖面圖）

概念模型計(jì)算表明：當(dāng)水平井距內(nèi)油水界面距離分別為0，200,400,800,1 200,1 600,2 000 m時(shí)，在相同的生產(chǎn)控制參數(shù)（初產(chǎn)159 m3/d，最大液量795 m3/d）下，距油水邊界越遠(yuǎn)，井底流壓下降幅度越大，當(dāng)距離為400 m時(shí)最小井底流壓為8.9 MPa， 此時(shí)生產(chǎn)壓差4.6 MPa，大于臨界出砂壓差，出砂風(fēng)險(xiǎn)大，進(jìn)一步降壓提液的空間也很小（見圖5）。 當(dāng)距內(nèi)油水邊界不同距離的水平井同時(shí)生產(chǎn)時(shí)， 除邊部2口井能量充足外，由于邊部井的“能量截留”作用，距內(nèi)油水邊界距離大于400 m以上時(shí)最小井底流壓為3.5～6.0 MPa（見圖6），已遠(yuǎn)不能滿足生產(chǎn)需要。

圖5 距內(nèi)油水界面不同距離水平井分別生產(chǎn)時(shí)的井底流壓

圖6 距內(nèi)油水界面不同距離水平井同時(shí)生產(chǎn)時(shí)的井底流壓

結(jié)合動(dòng)態(tài)法和數(shù)模法研究結(jié)果， 對(duì)本油田主力油藏（滲透率315×10-3μm2，油藏流度2.8×10-3μm2/mPa·s）來說，在距內(nèi)油水邊界200 m以內(nèi)的區(qū)域天然能量充足，單井液量達(dá)到795 m3/d，能滿足海上大液量生產(chǎn)要求，主力油藏的分區(qū)能量供給見圖7。 同時(shí)也說明，水侵速度不僅與水體幾何形狀和大小、油藏滲透率、油水黏度比、流體和巖石壓縮系數(shù)、地層壓差有關(guān)外［19］，也與井距水體的距離遠(yuǎn)近有重要關(guān)系。

2.3 中高部能量不足原因分析

油藏邊部能量充足但中高部位能量不足，導(dǎo)致這種能量分區(qū)差異的主要原因有：（1） 油藏含油面積11.4 km2，井距內(nèi)油水邊界300～1 200 m，同時(shí)儲(chǔ)層物性差且非均質(zhì)性強(qiáng)、流度低等導(dǎo)致儲(chǔ)層傳導(dǎo)性差，邊水能量供給速度慢，低于中高部位產(chǎn)液速度。壓力恢復(fù)測(cè)試中高部位井的壓力恢復(fù)速度非常緩慢，關(guān)井170 h僅增加1.15 MPa，最終也未恢復(fù)到原始地層壓力；（2） 油藏構(gòu)造形態(tài)進(jìn)一步限制了水侵速度，油藏南部為封閉性大斷層，僅油藏北部與供水區(qū)連通，水侵圓周角約為120°，非定態(tài)水侵的水侵系數(shù)只有圓形油藏和圓形供水區(qū)水侵系數(shù)的1/3，導(dǎo)致水侵量大大減小。

3 開發(fā)調(diào)整策略

根據(jù)油藏整體能量和分區(qū)能量評(píng)價(jià)（見圖7），認(rèn)為油藏邊部具有較大水體，邊部能量充足，但水體傳導(dǎo)慢導(dǎo)致中高部位能量不足。 因此確定油田開發(fā)調(diào)整策略是邊部依靠天然能量開發(fā)而中高部位進(jìn)行注水開發(fā)。

2018年3月在油藏邊部和高部位分別實(shí)施1口生產(chǎn)井和1口注水井， 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)證實(shí)油藏邊部能量充足，高部位注水效果好，驗(yàn)證了調(diào)整策略的正確性。 此后，油田進(jìn)入綜合調(diào)整階段，進(jìn)行注水方式優(yōu)化和整體注采井網(wǎng)研究。 考慮到油藏邊水體積大且油藏部能量充足，天然水驅(qū)“面狀驅(qū)替”的波及系數(shù)遠(yuǎn)大于注水井點(diǎn)“點(diǎn)狀驅(qū)替”的波及系數(shù)，如果實(shí)施邊部注水則不僅增加海上平臺(tái)投資，而且導(dǎo)致油井過早見水，抑制天然能量的充分發(fā)揮［20］。 結(jié)合油藏構(gòu)造特征和能量分區(qū)特征，提出了中部位環(huán)狀切割注水輔以高部位點(diǎn)狀注水的注水方式，該注水方式的優(yōu)點(diǎn)是在油藏中部位平行構(gòu)造線布置一圈注水井，而高部位已有注水井進(jìn)一步加強(qiáng)對(duì)油藏高部位的能量補(bǔ)充（見圖8）。 依據(jù)整體注采井網(wǎng)部署，2019年又實(shí)施了1口注水井和2口調(diào)整井， 注水后累計(jì)6口油井受效明顯，4口井日產(chǎn)油增加1倍以上， 油田日產(chǎn)油翻一番， 增產(chǎn)效果顯著，2019年采油速度提高1倍，主力油藏預(yù)測(cè)采收率達(dá)到37%。

圖7 HJ2-21油藏能量分區(qū)

圖8 HJ2-21油藏注采井網(wǎng)部署

4 結(jié)論

（1）靜態(tài)法和油藏工程法是對(duì)油藏整體能量狀況的評(píng)價(jià)，油藏能量分區(qū)評(píng)價(jià)思路更能指導(dǎo)油田注水開發(fā)研究。

（2）依據(jù)油藏邊部能量充足而中高部位能量不足的能量分區(qū)評(píng)價(jià)認(rèn)識(shí)，確定采用油藏邊部依靠天然能量開發(fā)和中高部位注水開發(fā)相結(jié)合的開發(fā)調(diào)整策略。

（3）海上P油田采用中部位環(huán)狀切割注水輔以高部位點(diǎn)狀注水的注水方式，匹配油藏能量供給狀況和構(gòu)造形態(tài)，經(jīng)反復(fù)論證及礦場(chǎng)實(shí)踐驗(yàn)證，這種注水方式適用該類油藏開發(fā)。