張鋒利,王鳳剛,尹彥君,黎運(yùn)秀,任宜偉
1.中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司,天津 300459 2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司,天津 300459
斷塊砂巖油藏地質(zhì)條件復(fù)雜,由于斷塊破碎,導(dǎo)致平面開發(fā)效果不均[1,2],而且海上油田具有井距大、平臺(tái)作業(yè)空間小等特點(diǎn),較陸地更難以把握砂巖的開發(fā)特點(diǎn),需要隨著開發(fā)深入不斷地進(jìn)行調(diào)整[3,4]。南海西部A油田正斷層發(fā)育,為被斷層復(fù)雜化的斷鼻構(gòu)造,該油田主要儲(chǔ)層為古近系流沙港組砂巖,油層埋深-2000~-2450m??紫抖?7.0%~28.6%,滲透率50~1255mD??v向流沙港組三段(以下簡(jiǎn)稱流三段)Ⅰ油組為氣藏,流三段Ⅱ油組為帶氣頂油藏,流三段Ⅲ油組為邊水油藏。油田共分1井區(qū)、2井區(qū)、3井區(qū)、4井區(qū)、5井區(qū)。油田于1986年8月投產(chǎn),目前,油田已進(jìn)入開發(fā)末期,油井18口,注水井8口,采出程度23.4%。下面,筆者通過(guò)總結(jié)該油田的開發(fā)特征,對(duì)開發(fā)效果指標(biāo)進(jìn)行評(píng)價(jià),并給出同類型油藏開采建議。
油井用長(zhǎng)、短管分采Ⅱ、Ⅲ油組(見圖1),減少了層間干擾,提高了各層儲(chǔ)量動(dòng)用程度,取得了很好的效果。
圖1 長(zhǎng)短管分采管柱示意圖 Fig.1 Schematic map of the combined production with long and short pipes
2井區(qū)Ⅱ油組存在氣頂,7C井離油氣界面很近,采用雙管分采,短管7CSS開采Ⅱ油組,由于氣油比高而導(dǎo)致該井不能正常生產(chǎn);長(zhǎng)管7CLS開采Ⅲ油組,沒有受到Ⅱ油組氣頂?shù)挠绊?,生產(chǎn)比較正常(見圖2)。
圖2 7C井生產(chǎn)曲線Fig.2 Production curve of well 7C
2井區(qū)的17井單管合采Ⅱ、Ⅲ油組,注入水水淹造成的合采效果變差。由于11C井注水導(dǎo)致17井Ⅲ油組水淹嚴(yán)重,因含水高而關(guān)井。從數(shù)值模擬結(jié)果來(lái)看,17井91%的產(chǎn)出水來(lái)自Ⅲ油組,該層位水淹嚴(yán)重,而Ⅱ油組還有較多剩余油(見圖3)。如果Ⅱ、Ⅲ油組分采,則Ⅱ油組還能夠采出更多的油。
圖3 17井附近Ⅱ、Ⅲ油組剩余油分布圖Fig.3 Distribution map of remaining oil in Ⅱ& Ⅲ of the oil group near well 17
5井區(qū)儲(chǔ)量規(guī)模較小而彈性能量較充足,主要靠溶解氣驅(qū)開采。初期油井產(chǎn)量偏高,日產(chǎn)油200m3,峰值達(dá)到1700m3,井區(qū)采油速度2.4%,但地層壓力下降快,產(chǎn)量遞減幅度大,平均月綜合遞減率1.7%,彈性產(chǎn)率低,穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短,后期生產(chǎn)氣油比急劇上升,采油速度0.5%,日產(chǎn)油20m3。
對(duì)于斷層封隔及受砂體展布的影響[5],天然水體能量有限,而儲(chǔ)量規(guī)模較大的斷塊,采用人工注水補(bǔ)充能量的方式開發(fā),1井區(qū)、2井區(qū)、3井區(qū)、4井區(qū)進(jìn)行了注水開發(fā),但斷塊內(nèi)儲(chǔ)層復(fù)雜,注水效果差異明顯。1井區(qū)、2井區(qū)注水初期,油井產(chǎn)量遞減減緩,含水緩慢上升,地層壓力回升,后期2井區(qū)發(fā)生水竄,含水上升快,其中,12井在注水后一年內(nèi)見水,含水率在半年內(nèi)上升到80%;而3井區(qū)在注水后,油井產(chǎn)量基本無(wú)變化。分析認(rèn)為,1井區(qū)、2井區(qū)的儲(chǔ)層連通性較好,注水見效;3井區(qū)斷塊破碎,注水井與對(duì)應(yīng)油井的儲(chǔ)層連通性較差,造成注水井壓力很高,注入量偏低。4井區(qū)的5D井注水量很大,但對(duì)應(yīng)油井14B的壓力仍快速下降(見圖4),這是由于在5D井附近發(fā)現(xiàn)小斷層,注入水沿該斷層流失,造成14B井注水不受效。
圖4 14B井和5D井注采曲線Fig.4 Injection-production curve of well 14B and well 5D
1996年,行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《油田開發(fā)水平分級(jí)》[6]給出了砂巖水驅(qū)油藏開發(fā)指標(biāo)評(píng)價(jià)方法。然而,對(duì)于具有高投資、高采油速度特點(diǎn)的海上油田的開發(fā),傳統(tǒng)評(píng)價(jià)方法對(duì)油藏開發(fā)規(guī)律的差異性體現(xiàn)得不夠,礦場(chǎng)應(yīng)用評(píng)價(jià)結(jié)果往往與油田實(shí)際認(rèn)識(shí)存在差異。為了準(zhǔn)確、客觀地評(píng)價(jià)海上A油田水驅(qū)砂巖油藏的開發(fā)效果,筆者從“注好水”“注夠水”“精細(xì)注水”“有效注水”4個(gè)方面出發(fā)[7],根據(jù)具有代表性、相對(duì)獨(dú)立、基礎(chǔ)性、易于對(duì)比的原則,篩選出了水驅(qū)砂巖油藏開發(fā)效果評(píng)價(jià)的7項(xiàng)評(píng)價(jià)指標(biāo):“注好水”類型指標(biāo)有水質(zhì)達(dá)標(biāo)率1項(xiàng);“注夠水”類型指標(biāo)有能量保持水平1項(xiàng);“精細(xì)注水”類型指標(biāo)有水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度、水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度2項(xiàng)[8];“有效注水”類型指標(biāo)包括水驅(qū)狀況、含水上升率、剩余可采儲(chǔ)量采油速度3項(xiàng)。
對(duì)于水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度、水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度這2個(gè)指標(biāo),參考海上水驅(qū)砂巖油藏開發(fā)指標(biāo)評(píng)價(jià)體系[9],該體系已在渤海海域27個(gè)水驅(qū)砂巖油田或單元推廣應(yīng)用且確認(rèn)能真實(shí)反映開發(fā)單元的實(shí)際情況;對(duì)于水質(zhì)達(dá)標(biāo)率、剩余可采儲(chǔ)量采油速度參考石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)中分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)制定;對(duì)于水驅(qū)狀況、含水上升率,傳統(tǒng)評(píng)價(jià)方法是通過(guò)將油田實(shí)際開發(fā)指標(biāo)與油藏開發(fā)方案進(jìn)行對(duì)比來(lái)評(píng)價(jià)油田開發(fā)效果[10],但對(duì)油藏開發(fā)規(guī)律的差異性體現(xiàn)得不夠,礦場(chǎng)應(yīng)用評(píng)價(jià)結(jié)果往往與油田實(shí)際認(rèn)識(shí)存在差異[11],因此將水驅(qū)狀況、含水上升率這2個(gè)指標(biāo)通過(guò)與理論曲線對(duì)比形成效果評(píng)價(jià)。最終確定了A油田水驅(qū)砂巖油藏開發(fā)指標(biāo)評(píng)價(jià)體系的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)(見表1)。
表1 水驅(qū)斷塊油藏開發(fā)水平分類指標(biāo)
根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[12],水質(zhì)懸浮物固體含量小于5mg/L、懸浮物顆粒直徑中值小于3μm且含油量小于15mg/L的注入水質(zhì)為合格,平均腐蝕率小于0.076mm/a。A油田每天均進(jìn)行注水水質(zhì)化驗(yàn),水質(zhì)均滿足上述標(biāo)準(zhǔn),水質(zhì)合格,水質(zhì)達(dá)標(biāo)率為100%。
根據(jù)地層壓力保持程度和提高排液量的需要,能量保持水平分為3類[13]:一類,地層壓力為飽和壓力的85%以上,能滿足油井不斷提高排液量的需要,也不會(huì)造成油層脫氣;二類,雖未造成油層脫氣,但不能滿足油井提高排液量的需要[14];三類,既造成油層脫氣,也不能滿足油井提高排液量的需要。A油田各個(gè)井區(qū)地層壓力均下降到飽和壓力以下,地層基本處于脫氣狀態(tài),能量保持水平處于三類。
水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度是指在現(xiàn)有井網(wǎng)條件下注入水所能波及到的含油面積內(nèi)儲(chǔ)量與總儲(chǔ)量的比值,可以簡(jiǎn)化為與注水井連通的采油井射開有效厚度與井組內(nèi)采油井射開總有效厚度之比值[15]。A油田的1井區(qū)、2井區(qū)、3井區(qū)和4井區(qū)均部署了注水井。統(tǒng)計(jì)計(jì)算,1井區(qū)水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度較高,為89.5%,屬于一類開發(fā)水平;2井區(qū)水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度較低,為74.6%,屬于三類開發(fā)水平;3井區(qū)、4井區(qū)注采井不連通,不作統(tǒng)計(jì)。
水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度是按年度所有測(cè)試水井的吸水剖面和全部測(cè)試油井的產(chǎn)液剖面資料計(jì)算,即總吸水厚度與注水井總射開連通厚度之比值,或總產(chǎn)液厚度與油井總射開連通厚度之比值[16]。水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度的大小直接反映了注水開發(fā)油田的水驅(qū)開發(fā)效果,水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度越大,說(shuō)明水驅(qū)開發(fā)效果越好[17]。由于A油田大部分井采用長(zhǎng)短管分層開采和注入,并沒有進(jìn)行吸水剖面、產(chǎn)液剖面測(cè)試,1井區(qū)、2井區(qū)采用水驅(qū)曲線法計(jì)算儲(chǔ)量動(dòng)用程度,分別為90.3%、100%,水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度較高,屬于一類開發(fā)水平。
采用理論采出程度和含水率關(guān)系曲線與實(shí)際采出程度和含水率關(guān)系曲線對(duì)比的評(píng)價(jià)方法,不僅能夠有效地評(píng)價(jià)油田最終開發(fā)效果,還可以評(píng)價(jià)在開發(fā)過(guò)程中人為因素對(duì)開發(fā)效果的影響。應(yīng)用童憲章圖版法[18]分析水驅(qū)效果,1井區(qū)曲線最初沿著30%理論曲線變化(見圖5),1998年含水率迅速升高,曲線向著采收率降低的方向變化,后期采用間歇注水,曲線向著采收率升高的方向變化,水驅(qū)狀態(tài)處于一類開發(fā)水平。
圖5 1井區(qū)含水上升率與含水率關(guān)系曲線 Fig.5 Relation curve between water-cut rising rate and water content in well 1 area
含水上升率是油藏開發(fā)效果評(píng)價(jià)的一項(xiàng)關(guān)鍵性指標(biāo)。原標(biāo)準(zhǔn)是將油藏的年度含水上升率與開發(fā)方案設(shè)計(jì)相應(yīng)采出程度的含水上升率進(jìn)行對(duì)比來(lái)對(duì)指標(biāo)進(jìn)行分類,由于油田實(shí)際開發(fā)方案與原設(shè)計(jì)方案差異很大,因此不能直接與原設(shè)計(jì)方案的含水進(jìn)行對(duì)比[19]。該研究中,筆者采用實(shí)際含水上升率與理論曲線的對(duì)比來(lái)評(píng)價(jià)含水上升率指標(biāo)。目前含水上升率理論變化規(guī)律研究大多采用分流量方程法,根據(jù)油田相滲數(shù)據(jù)及生產(chǎn)數(shù)據(jù),2井區(qū)生產(chǎn)階段年度含水上升率與含水率的理論曲線見圖6。2井區(qū)注水后含水上升很快,年度含水上升率遠(yuǎn)高于理論曲線,屬于三類開發(fā)水平。
圖6 2井區(qū)含水上升率與含水率關(guān)系曲線 Fig.6 Relation curve between water-cut rising rate and water content in well 2 area
針對(duì)海上油田開發(fā)高投資、高風(fēng)險(xiǎn)、高速度的特點(diǎn),生產(chǎn)平臺(tái)及注水、混輸海管的壽命一般在20~30年[20]。在保證采收率的前提下,開發(fā)年限越短越好[21],因此剩余可采儲(chǔ)量采油速度的大小不僅影響開發(fā)效果,同時(shí)決定項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益,故在開發(fā)水平分級(jí)中有必要對(duì)剩余可采儲(chǔ)量采油速度進(jìn)行評(píng)價(jià)。剩余可采儲(chǔ)量采油速度是指當(dāng)年核實(shí)年產(chǎn)油量除以上年末的剩余可采儲(chǔ)量。1井區(qū)和2井區(qū)剩余可采儲(chǔ)量采油速度較低,分別為0.5%、1.2%,均屬于三類開發(fā)水平(見表2)。
表2 剩余可采儲(chǔ)量采油速度評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)
應(yīng)用筆者建立的新評(píng)價(jià)體系對(duì)A油田的注水見效區(qū)塊1井區(qū)、2井區(qū)進(jìn)行開發(fā)效果評(píng)價(jià),結(jié)果顯示1井區(qū)屬于二類開發(fā)水平(見表3),三角形井網(wǎng)、邊部注水且采用間歇式注水方式,能夠抑制含水的上升速度,水驅(qū)效果相對(duì)較好;2井區(qū)屬于三類開發(fā)水平,分析原因主要是線性注采井網(wǎng),注水單層單向突進(jìn)嚴(yán)重,開發(fā)效果較差。
表3 水驅(qū)斷塊油藏開發(fā)水平評(píng)價(jià)結(jié)果
由于斷塊切割和巖性變化使得油層連通性較差,1井區(qū)相對(duì)整裝、含油面積大,斷層不發(fā)育,水驅(qū)效果好,采出程度32.8%;3井區(qū)斷層發(fā)育,注水井注水不受效,采出程度13.8%。統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn),斷層附近的井的生產(chǎn)基本都不太理想,斷層附近存在有效厚度減少、物性變差等情況,當(dāng)開發(fā)井距斷層太近時(shí),會(huì)因?yàn)閮?chǔ)層物性差及泄油面積小等原因?qū)е鲁跗诋a(chǎn)量低、穩(wěn)產(chǎn)期短、儲(chǔ)量未得到有效動(dòng)用[22]。海上油田地震資料通常存在品質(zhì)較差、分辨率較低、探井?dāng)?shù)量較少等特點(diǎn),難以通過(guò)地震和探井資料得到砂體的展布情況。針對(duì)該情況,可借助定量地質(zhì)知識(shí)庫(kù)對(duì)砂體展布進(jìn)行預(yù)測(cè)。定量地質(zhì)知識(shí)庫(kù)的建立,基于野外露頭測(cè)量及油田密井網(wǎng)區(qū)砂體對(duì)比結(jié)果,能夠用于相同或類似沉積環(huán)境下的地質(zhì)體砂體展布預(yù)測(cè)。根據(jù)定量地質(zhì)知識(shí)庫(kù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果,可知不同沉積相帶砂體的寬厚比,進(jìn)而預(yù)測(cè)砂體延伸寬度,分析儲(chǔ)層的連通性。同時(shí)在斷塊油藏開發(fā)中可以采用針對(duì)性的工藝技術(shù),如三維地震、RFT測(cè)試、DST測(cè)試等技術(shù),為儲(chǔ)層連通、斷層封閉性分析、動(dòng)態(tài)分析提供依據(jù)。
海上油田開發(fā)初期由于井網(wǎng)不完善,油層連通不落實(shí),不容易實(shí)現(xiàn)油水井同時(shí)投產(chǎn)投注的早期注水。經(jīng)驗(yàn)表明,對(duì)于復(fù)雜斷塊油田,注水時(shí)地層壓力可以低于原始?jí)毫?,但不能低于飽和壓力。A油田地飽壓差小,只有0.2~4.0MPa,在天然能量開采階段,大部分油井產(chǎn)量和油藏壓力下降快,氣油比急劇上升然后下降,油井停噴,為典型的溶解氣驅(qū)開采特點(diǎn)。當(dāng)前,大部分?jǐn)鄩K為天然能量不足的油藏(見圖7),采出1%地質(zhì)儲(chǔ)量地層壓力下降0.8~2.0MPa,彈性產(chǎn)量比2.5~8.0,油田大部分生產(chǎn)區(qū)塊由于長(zhǎng)期溶解氣驅(qū)及注水受效差,地層能量虧空嚴(yán)重,壓力因數(shù)普遍低于1,如果及時(shí)補(bǔ)充地層能量,抑制地層脫氣,穩(wěn)產(chǎn)情況和開發(fā)效果會(huì)比較好。
圖7 地層天然能量評(píng)價(jià)Fig.7 Evaluation of natural energy of strata
線性注采井網(wǎng)容易導(dǎo)致注入水突進(jìn),加速水淹,對(duì)于高傾角地層,采用低部位注水、高部位采油的三角形井網(wǎng),可抑制注入水突進(jìn),提高水驅(qū)波及系數(shù)。統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn)國(guó)內(nèi)斷塊油藏井網(wǎng)形式基本為三角形(見表4)。對(duì)三角形井網(wǎng),邊部注水,且采用間歇式注水方式,能夠抑制含水的上升速度,水驅(qū)效果好。2井區(qū)含油區(qū)域呈窄條狀分布,儲(chǔ)層連通性好,采用線性注水井網(wǎng),注水后發(fā)生水竄,含水上升快,其中,12井在注水后一年內(nèi)見水,并在半年內(nèi)含水率上升到80%。1井區(qū)采用三角形井網(wǎng),邊部注水的方式,注入水推進(jìn)均勻,含水上升較慢。同時(shí),高注采比會(huì)導(dǎo)致油井過(guò)早水淹關(guān)井,而溫和注水可減慢含水上升速度,保證油井的正常生產(chǎn)??梢钥紤]進(jìn)行氣水交替注入的注水方式,該方式能夠控制流度比,減緩水氣突破的趨勢(shì)。
表4 國(guó)內(nèi)斷塊油藏井網(wǎng)形式統(tǒng)計(jì)
井網(wǎng)密度能夠影響儲(chǔ)量動(dòng)用程度、水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度,從而影響開發(fā)效果(見表5)。1井區(qū)井網(wǎng)密度高,為3.63井/km2,儲(chǔ)量動(dòng)用程度高,為90.6%,水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度高,為89.5%,開發(fā)效果較好,采出程度32.8%。5井區(qū)由于儲(chǔ)量豐度低,井網(wǎng)不完善,井網(wǎng)密度小,為2.04井/km2,儲(chǔ)量動(dòng)用程度低,采出程度僅為9.0%。綜合分析,盡管海上油田具有井距大、平臺(tái)作業(yè)空間小等特點(diǎn),但海上斷塊油田合理井網(wǎng)密度仍建議大于3井/km2,這樣也有利于落實(shí)構(gòu)造、儲(chǔ)層等油層信息。
表5 油田各區(qū)塊開發(fā)參數(shù)統(tǒng)計(jì)
1)篩選確定了水質(zhì)達(dá)標(biāo)率、能量保持水平、水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度、水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度、水驅(qū)狀況、含水上升率、剩余可采儲(chǔ)量采油速度7項(xiàng)評(píng)價(jià)指標(biāo),客觀反映了海上水驅(qū)油藏的開發(fā)水平。
2)復(fù)雜斷塊油田的開發(fā)調(diào)整需要多種方法和措施的綜合實(shí)施,通過(guò)加深斷塊破碎程度的認(rèn)識(shí),保證注水時(shí)地層壓力不能低于飽和壓力,采用低部位注水、高部位采油的三角形井網(wǎng)以及合理的井網(wǎng)密度等手段,可以更加有效地對(duì)復(fù)雜斷塊油田進(jìn)行開發(fā)調(diào)整。