渤海不同黏度油藏水驅(qū)開發(fā)特征研究

岳寶林，劉 斌，石鴻福，解 婷，張 偉

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引言

與陸地油田的邊開發(fā)邊認(rèn)識模式不同，海上油田開發(fā)在完成儲量規(guī)模認(rèn)識與產(chǎn)量指標(biāo)預(yù)測后，要一次性完成開發(fā)平臺的投建工作。伴隨著開發(fā)的進(jìn)行，不同油田地質(zhì)油藏能力與地面工程處理能力的矛盾日益突顯。產(chǎn)液能力強(qiáng)、開發(fā)壽命長的油藏面臨著平臺需要擴(kuò)建改造問題;產(chǎn)液能力弱、開發(fā)壽命短的油藏面臨著設(shè)計(jì)冗余、初期投資浪費(fèi)問題。因此，亟待研究不同黏度油藏不同的開發(fā)動態(tài)規(guī)律特征。

1 不同黏度油藏開發(fā)概況

渤海礦區(qū)開發(fā)實(shí)踐中總結(jié)出在以高滲儲層(滲透率＞500 mD)為主的油藏條件下，對油層黏度＜450 mPa·s的油藏可以采用常規(guī)水驅(qū)開采的動用策略[1-7]。不同黏度油藏呈現(xiàn)不同的開發(fā)規(guī)律，與平臺設(shè)計(jì)存在不同的匹配程度。以渤海礦區(qū)某32-2、某1-1、某19-3、某17-2油田4個典型油藏為例，其中某1-1、某19-3油田呈現(xiàn)渤海礦區(qū)典型的主力油藏特征，地層原油黏度分別為129 mP·s，34 mP·s，高含水期液處理能力為初期產(chǎn)能的3～4倍，開發(fā)壽命預(yù)測25年，目前總結(jié)與平臺設(shè)計(jì)壽命基本匹配，但伴隨著原油黏度的上下變化，油藏開發(fā)動態(tài)與平臺設(shè)計(jì)呈現(xiàn)不同的矛盾:

1)某32-2油田地層原油黏度為439 mP·s，油水黏度比大，投產(chǎn)后含水突升，一方面隨著含水上升，油井提液潛力大而平臺液處理能力已到瓶頸;另一方面開發(fā)壽命短，以常規(guī)25年來設(shè)計(jì)的平臺壽命存在一定冗余。

2)某17-2油田地層原油黏度為3 mP·s，油水黏度比低，投產(chǎn)后含水上升慢，一方面油井提液能力差，平臺液處理能力存在一定冗余;另一方面開發(fā)壽命長，預(yù)測30年，平臺后期需要改造加固。

2 水驅(qū)開發(fā)動態(tài)研究

油藏整體的動態(tài)數(shù)據(jù)由所有單井的指標(biāo)疊加而成，在油藏動態(tài)分析工作中發(fā)現(xiàn)，同一類型油藏不同的油井投產(chǎn)順序呈現(xiàn)出不同的開發(fā)特征。例如油井逐次投產(chǎn)的油藏與一次性投產(chǎn)的油藏相比較，受新井對增油降水的影響，逐次投產(chǎn)的油藏呈現(xiàn)出更好的開發(fā)特征，但實(shí)際上最終開發(fā)效果基本相同。為了規(guī)避此類情況對開發(fā)特征研究的噪音影響，該文基于油藏單井的平均動態(tài)數(shù)據(jù)對開發(fā)特征進(jìn)行提煉。

2.1 單井產(chǎn)液量與含水關(guān)系特征研究

橫坐標(biāo)為含水時，將所有單井月產(chǎn)液、產(chǎn)油量與含水的關(guān)系處理到一張圖版上，如圖1所示，以5%的含水為間隔，將單井所有數(shù)據(jù)分為20個區(qū)間，每個區(qū)間分別求取平均含水率與產(chǎn)液、產(chǎn)油量，得到反映油藏單井平均特征的產(chǎn)液、產(chǎn)油曲線。

圖1 油田單井產(chǎn)液量曲線、產(chǎn)油量曲線圖Fig.1 Oil field single well fluid production curve and oil production curve

應(yīng)用單井平均特征曲線提取方法完成不同黏度油藏?zé)o因次采液指數(shù)曲線編制，渤海礦區(qū)絕大多數(shù)水驅(qū)開發(fā)主力油田已進(jìn)入高采出、高含水的“雙高期”階段。伴隨著油田開發(fā)過程中含水率的升高，油田穩(wěn)產(chǎn)難度越來越高。保持地層壓力的條件下，需要不斷提高產(chǎn)液量來保持穩(wěn)產(chǎn)。不同油田受到不同地質(zhì)條件、油品性質(zhì)的影響，呈現(xiàn)不同的液量變化規(guī)律[8-15]。如圖2所示，中、低含水階段單井產(chǎn)液量基本平穩(wěn)，進(jìn)入高含水階段(60%～90%)隨著含水的上升，單井產(chǎn)液量上升且上升幅度逐漸加快。對比不同黏度無因次采液指數(shù)曲線，地層原油黏度越高，伴隨著含水的上升流動改善效果越明顯，采液指數(shù)上升幅度越高，在特高含水階段(＞90%)稀油單井產(chǎn)液量能達(dá)到初期產(chǎn)液量的1.5～3.5倍;稠油單井產(chǎn)液量則能達(dá)到初期產(chǎn)液量的4.5～6.5倍。

圖2 不同黏度油藏?zé)o因次采液指數(shù)曲線Fig.2 Dimensionless production index curve for different viscosity reservoirs

結(jié)合不同黏度油藏各含水階段液量增長幅度和下泵實(shí)踐研究(如圖3所示)，低、中含水階段(＜60%)依據(jù)調(diào)頻操作可滿足提液需求，進(jìn)入高、特高含水階段(＞60%)，稀油油藏可通過調(diào)頻+換大泵的方式滿足提液需求;稠油油藏油水黏度比高，液量增長幅度大，則主要通過更換大泵[16]滿足提液需求，平臺液處理能力設(shè)計(jì)要預(yù)留該類油藏提液空間。

圖3 不同含水率對應(yīng)下泵排量曲線Fig.3 Pump displacement statistics for different water content

2.2 單井產(chǎn)油量與含水關(guān)系特征研究

應(yīng)用單井平均特征曲線提取方法完成不同黏度油藏?zé)o因次采液指數(shù)曲線編制，如圖4所示。稠油油藏開發(fā)水突進(jìn)嚴(yán)重，低含水階段(0%～20%)，伴隨著含水上升，產(chǎn)油量快速下降;中含水階段(20%～60%)，提液幅度彌補(bǔ)了含水上升的影響，產(chǎn)油量小幅上升;高、特高含水階段(60%～90%，＞90%)產(chǎn)油量下降幅度逐漸加快。該類油藏大部分可采儲量是在中高含水期采出的，為保持油田的相對穩(wěn)產(chǎn)，對該類油藏后期提液提出了更高要求，開發(fā)過程中應(yīng)結(jié)合檢泵、變頻等方案逐步提高液量，可有效緩解油田遞減[17-18]。稀油油藏伴隨著含水上升，提高液量對增油的影響逐漸減小，采油指數(shù)下降速度逐漸加快，為了保持較高的采油速度，要提液與控水并重，盡量延長中、低含水開發(fā)階段。

圖4 不同黏度油藏?zé)o因次采油指數(shù)曲線Fig.4 Dimensionless oil recovery index curve for different viscosity reservoirs

2.3 單井含水率隨時間關(guān)系特征研究

當(dāng)橫坐標(biāo)為時間時，將所有單井投產(chǎn)日期拉齊到同一時間原點(diǎn)(如圖5所示)，按月完成單井含水隨時間變化的圖版繪制，求取每個時間節(jié)點(diǎn)上的平均含水率，得到反映油藏單井平均特征的含水曲線。

圖5 油田單井含水率曲線Fig.5 Oil field single well water cut curve

應(yīng)用單井平均特征曲線提取方法完成不同黏度油藏含水率曲線編制，如圖6所示。地層原油黏度越高，含水上升速度越快。以某32-2油藏為例，投產(chǎn)1年半即進(jìn)入高含水階段(含水＞60%)，3年即進(jìn)入特高含水階段(含水＞90%)。針對此類稠油油藏含水上升速度快，單井開發(fā)周期短的特征，可考慮少井槽、多輪次的開發(fā)方式，一輪次開發(fā)單井產(chǎn)量低于經(jīng)濟(jì)界限后，采用側(cè)鉆、上返[19]等方式延長油藏開發(fā)周期。

圖6 不同黏度油藏單井含水率隨時間變化曲線Fig.6 Water cut of single well over time curve for different viscosity reservoirs

伴隨著油田地層黏度的降低，含水率曲線由凸型特征向S型曲線過渡。應(yīng)用含水率模型如Logistic曲線可以在含水率實(shí)際數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上實(shí)現(xiàn)曲線的擬合與預(yù)測，結(jié)合無因次采液指數(shù)(含水率與采液指數(shù)關(guān)系)、無因次采油指數(shù)(含水率與采油指數(shù)關(guān)系)，可實(shí)現(xiàn)類似油田的全壽命指標(biāo)預(yù)測。稀油油藏平臺設(shè)計(jì)壽命常規(guī)選取25～30年，稠油水驅(qū)油藏采收率低，經(jīng)濟(jì)開發(fā)周期短，平臺設(shè)計(jì)壽命可適當(dāng)降低至10～15年，有效降低初期投資成本。

2.4 單井累積液油比與累積產(chǎn)油關(guān)系特征研究

當(dāng)橫坐標(biāo)為累積產(chǎn)油量時，將所有單井投產(chǎn)日期拉齊到同一時間原點(diǎn)(如圖7所示)，完成每口單井累積液油比與累積產(chǎn)油量的圖版繪制，以每累積0.2×104m3產(chǎn)油量為節(jié)點(diǎn)，求取每個節(jié)點(diǎn)上的平均累積液油比，得到反映油藏單井平均特征的丙氏水驅(qū)曲線。

圖7 油田單井丙氏曲線圖Fig.7 Oilfield single well C curve diagram

應(yīng)用單井平均特征曲線提取方法完成不同黏度油藏丙氏曲線編制，如圖8所示。單井可采儲量主要受儲層厚度、流體性質(zhì)影響，為單因素表征地層原油黏度的影響，橫坐標(biāo)應(yīng)用單位厚度累積產(chǎn)液進(jìn)行研究，應(yīng)用丙氏曲線[20]可計(jì)算不同黏度水驅(qū)油藏單井單位厚度可采儲量，伴隨著地層黏度的變化，單位厚度單井可采儲量為(0.32～0.46)×104m3/m。海上油田基于經(jīng)濟(jì)評價界限要滿足(8～10)×104m3的單井可采儲量，應(yīng)用該成果可初步估算同類油藏的可采儲量，計(jì)算采收率，水驅(qū)油藏伴隨著地層黏度升高，采收率從37.6%降低至13.5%。

圖8 不同黏度油藏丙氏曲線圖Fig.8 Statistics of cumulative liquid-oil ratio and cumulative oil production per well

2.5 不同黏度油藏動態(tài)特征研究總結(jié)

應(yīng)用單井平均開發(fā)動態(tài)的提取方法，選取渤海礦區(qū)地層原油黏度分別為439 mP·s，129 mP·s，34 mP·s，3 mP·s的4個典型油藏，完成了不同黏度油藏液量與油量隨含水變化幅度、提液界限、含水變化規(guī)律、單位厚度可采儲量、開發(fā)壽命等開發(fā)動態(tài)規(guī)律研究，如表1所示。

表1 渤海典型油藏開發(fā)動態(tài)總結(jié)表Table 1 Statistical table of development characteristics of typical oil reservoirs in Bohai Sea

3 結(jié)論

1)為消除不同單井投產(chǎn)順序?qū)τ筒亻_發(fā)特征的噪音影響，將所有單井動態(tài)數(shù)據(jù)拉齊到同一原點(diǎn)，平均化的動態(tài)數(shù)據(jù)反映出了該油藏的單井開發(fā)特征。

2)在特高含水階段(＞90%)，稀油單井產(chǎn)液量能達(dá)到初期產(chǎn)液量的1.5～3.5倍;稠油單井產(chǎn)液量則能達(dá)到初期產(chǎn)液量的4.5～6.5倍。平臺液處理能力設(shè)計(jì)要為不同油藏預(yù)留不同的提液空間，既避免設(shè)計(jì)冗余，也要充分發(fā)揮出油藏開發(fā)潛力。

3)稠油油藏大部分可采儲量是在中高含水期采出的，開發(fā)過程中應(yīng)結(jié)合檢泵、變頻等方案逐步提高液量，有效緩解油田遞減;稀油油藏伴隨著含水上升，提高液量對增油的影響逐漸減小，要提液與控水并重，盡量延長中、低含水開發(fā)階段。

4)稀油油藏平臺設(shè)計(jì)壽命常規(guī)選取25～30年，稠油水驅(qū)油藏采收率低，經(jīng)濟(jì)開發(fā)周期短，平臺設(shè)計(jì)壽命可適當(dāng)降低至10～15年，有效降低初期投資成本。