边际黏度稠油油田水驱开发规律研究

岳宝林　黄建廷　张言辉　别梦君

(中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 300452)



边际黏度稠油油田水驱开发规律研究

岳宝林黄建廷张言辉别梦君

(中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 300452)

摘要：以渤海某L油田为例，对边际黏度稠油油田的水驱开发规律进行了研究，总结了边际黏度稠油油田含水阶段划分与常规油田的差异，无水采油期与井位、边底水位置的关系，水突破后产液量的变化幅度以及见水后的递减规律，并在总结动态特征的基础上，分析不同油藏条件下的单井可采储量，为类似油田的开发提供借鉴。

关键词：稠油油藏； 水驱规律； 无水采油期； 提液幅度； 单井可采储量

1地质背景及开发现状

渤海L油田构造形态由一封闭小断块和与其毗邻的断裂半背斜组成，构造近北东向展布。储层较发育，Ⅱ油层为主力油层，其有2个油组，分别称为上部油层和下部油层，渗透率平均为3 087×10-3μm2。储层具有中高孔渗的储集物性特征，地层原油黏度为437 mPa·s，天然能量充足，上部油层为边水驱动，下部油层为底水驱动。2010年7月投产，单井平均初期产能为63 m3d。截至2015年3月底，综合含水率为84%，地质储量采出程度为4.27%。

2单井生产动态特征分析

该油田典型的单井生产曲线如图1所示。边际黏度油井含水阶段的划分不能按照一般水驱油藏的划分标准进行。该类油井见水后，含水率在3～6月内迅速突破到80%，到达高含水阶段，基本不存在20%～60%的中含水阶段。因此，此类油田开发优化的思路主要集中于无水采油期的延长和高含水期的有效提液。

2.1无水采油期生产动态分析

造成该油田单井生产动态仅有无水采油阶段与高含水阶段特征的原因主要有：(1)该油田采用水平井开发，不存在层间动用差异；(2)油田为半背斜构造，边底水单向受效，不存在单井平面上多方向水驱的影响，在边底水水驱前缘到达油井后，含水突升至高含水阶段。该现象与Buckley-leverett的水驱油前缘过渡带理论吻合[5]，如图2所示。

结合井位部署位置与隔夹层展布规律确定各井与边底水的平面、纵向距离，并统计各单井的见水时间。渤海L油田油井距边底水距离与见水时间关系曲线见图3。从图中可以看出，油井距边底水距离与见水时间呈较好的相关性。该油田Ⅱ油组上部油层为边水油藏，受隔夹层影响距离边水距离较远(286～530 m)，见水时间为268～630 d，边水平均推进速度为1.05 md。Ⅱ油组上部油层无水采油期与陆地稠油油田矿场实际统计的无水采油期240～480 d相吻合[6]。Ⅱ油组下部油层为底水油藏，油井距离底水30 m左右，见水时间为255～273 d，由于底水油藏与边水油藏渗流机理的差异，底水油藏平均锥进速度为0.11 md。

图1　渤海L油田某单井生产曲线

图2　渤海L油田含水率与含水饱和度关系曲线

2.2含水率突破特征分析

油田投产后，17口基础井网单井平均日产液63 m3、单井平均日产油63 m3，无水采油期生产平稳。水驱前缘突破，含水率突升后，油水混合液黏度降低使地层中的渗流阻力降低，井筒内电泵泵效提高，单井产液量升高。含水率突破后，在无措施的情况下，产液量大幅度提高(图1)。受含水率增高的影响，产油量下降。在含水率达到80%后，含水率上升速度变缓。该油田投产1 a后，无措施油井单井平均日产液160 m3、平均日产油30 m3，产液量是生产初期的2.7倍，产油量则递减了50%。该油田7口井实施了换大泵措施。大泵提液井生产1 a后，单井平均日产液量达到259 m3，平均日产油达到45 m3，产液量是生产初期的4.3倍，产油量则只递减了25%。可见，对此类油田，大泵提液是缓解油田产油量递减的有效措施。根据已实施提液井的效果，假设油井全部实施换大泵后，单井产液量将达到初期的9.2倍，考虑到可能出现的低效井关井、调整井投产、平台液处理能力等可取初期产液量的8倍。此数据可作为海上平台建设规模及所需液处理能力的依据[6]。

图3　渤海L油田油井边底水距离

2.3递减率分析

油井在无水采油期阶段生产稳定，在含水率突破阶段产液量突升，产油量突降。这2个阶段递减率的研究都没有应用价值。含水率突破后，含水率上升平缓。该阶段单井平均产能呈现较好的指数递减规律。无措施单井产能递减拟合曲线见图4，大泵提液井平均产能递减拟合曲线见图5。油井含水率突破后，无措施情况下，平均年递减率为24%。实施换大泵，提液后平均年递减率为28%。

图4　无措施单井产能递减拟合曲线

图5　大泵提液井平均产能递减拟合曲线

3生产指标统计分析

依据产能分析、无水采油期及含水率突破后生产动态特征研究，分析各类单井生产指标，如表1所示。

从表1可知，边底水油藏油井无措施情况下，单井可采储量为(5.4～6.4)×104m3，实施大泵提液后，单井可采储量达到(6.7～7.8)×104m3，单井可采储量增加了23.8%。可见，大泵提液是提高该类油藏可采储量的有效手段。

4结语

(1)以渤海L油田为例，描述了边际黏度稠油油田的水驱开发规律。其生产动态曲线不存在中含水阶段，或中含水阶段周期很短；无水采油期受井位以及隔夹层展布影响，与边底水距离呈现较好的相关性；含水率突破后，因渗流阻力的降低以及部分井实施大泵提液，油田产液量显著上升，且具有一定的规律性。

表1　单井生产指标统计表

(2)依据单井动态特征分析，统计计算边水油藏、底水油藏在无措施及实施大泵提液后的单井可采储量，为类似油田可采储量预测提供了借鉴。

参考文献

[1] 刘文章.热采稠油油藏开发模式[M].北京：石油工业出版社，1998:86-88.

[2] 刘小鸿，张风义.南堡35-2海上稠油油田热采初探[J].油气藏评价与开发,2011,1(12):61-63.

[3] 周守为.中国近海典型油田开发实践[M].北京：石油工业出版社，1999:20-22.

[4] 周守为.海上稠油高效开发新模式研究及应用[J].西南石油大学学报,2007,29(5):5-7.

[5] 李传亮.油藏工程原理基础[M].北京：石油工业出版社，2005:54-58.

[6] 刘伟,朱江.油气田群的生产设施能力及未来生产趋势评价方法研究[J].中国海洋平台,2013,28(5):5-7.

Water Flooding Development Law Research on Heavy Oil Field of Marginal Viscosity

YUEBaolinHUANGJiantingZHANGYanhuiBIEMengjun

(Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tianjin 300452, China)

Abstract:Based on research on development law about L oilfied of Bohai, the division of oilfield water cut stage, the change of liquid production after water breakthrough, the decline rate with water cut increase were studied. And on the basis of oilfield dynamic characteristics, recoverable reserves of each well on different reservoir conditions was researched, which could provide a reference for development of such oilfields.

Key words:heavy oil reservoir; law of water drive; water free production period; range of increasing liquid production; recoverable reserves

收稿日期：2015-09-29

基金项目：中海石油(中国)有限公司“十二五”重大专项“多元热流体、蒸汽吞吐和SAGD热采关键技术研究”(YXKY-2013-TJ-01)

作者简介：岳宝林(1986 — )，男，硕士，工程师，研究方向为油气田开发工程。

中图分类号：TE357

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2016)03-0023-03