油田长期停产渗流规律及开发特征研究

冯敏，吴向红，马凯，黄奇志，杨胜来

1.中国石油勘探开发研究院非洲研究所，北京海淀 100083

2.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京昌平 102249

油田长期停产渗流规律及开发特征研究

冯敏1*，吴向红1，马凯1，黄奇志1，杨胜来2

1.中国石油勘探开发研究院非洲研究所，北京海淀 100083

2.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京昌平 102249

针对油田停产后地下流体如何运移分布、地层能量如何恢复、产能如何变化等问题开展油田停产后油水渗流规律及地层能量恢复程度等研究。研究中综合利用了物理实验模拟、数值模拟及油藏工程等多项方法。研究表明，油田停产期间仍存在微观油水运移，油水重新分布，油藏压力逐渐回升，地层能量逐步恢复。因此油田经过较长时间的停产后，单井产能呈先升高后降低，含水先降低后上升的特征。研究结果对长期大范围停产油田的渗流机理和开发规律认识有一定的借鉴意义。

长期停产；油水运移分布；渗流规律；地层压力恢复；开发特征

冯敏，吴向红，马凯，等.油田长期停产渗流规律及开发特征研究[J].西南石油大学学报(自然科学版)，2016，38(5)：115121.

FENG Min，WU Xianghong，MA Kai，et al.Seepage Flow Discipline and Production Performance of Long-term Shutdown Oilfields[J].Journal of Southwest Petroleum University(Science&Technology Edition)，2016，38(5)：115121.

引言

2011年7月南北苏丹政局不稳，人员安全难以保证，2012年初南苏丹境内油田全面停产，且停产长达两年之久，在世界上实属首次。油田长期停产对地下渗流规律有何影响，开发特征是否发生变化等都是很有必要的研究。目前中国外针对因低产、高含水、能量不足、出砂、井况等各种原因造成长期停产的单口井研究较多，而且研究大多侧重于油井停产原因、复产潜力及复产方法等方面[1—5]。而很少有对长期大范围停产的油田整体渗流特征和开发规律变化方面的研究。

因此本文综合利用物理实验模拟、数值模拟及油藏工程等多项研究方法，开展油田停产后地下流体运移分布规律、地层能量恢复程度及开发特征变化规律等研究，为油田进一步开发调整提供依据和参考，也为今后类似油田的开发提供思路和借鉴。

1 油田概况

CH油田以断块、断背斜构造为主，油层主要埋深1 200～2 000 m。油藏类型以层状边水油藏为主，其次为块状底水油藏，其中天然能量充足、油藏与天然能量不足需要注水油藏储量占各约50%。储层岩性为砂岩，以河流相沉积为主，储层物性好，具有高孔高渗的特征。油田具有正常的温度压力系统，原始地层压力11.7～13.8 MPa，饱和压力1.4～3.5 MPa，地饱压差一般大于6.9 MPa。气油比低，7.1～17.8 m3/m3，溶解气中CO2含量高。油品性质复杂，平面、纵向均有差异，其中高凝油占总储量的42.6%，稠油占44.1%。

2 油田长期停产期间油水渗流规律研究

大型油田关井停产如此长的时间，在世界上尚属首次。摸清油藏停产期间油水渗流规律对油田后续开发至关重要，因此分别采用物理模拟和数值模拟手段进行详细研究。

2.1 物理模拟研究

根据相似原理设计室内物理模拟实验，进行油藏水驱过程的关井重启动态模拟。模型依据CH油田主力油层X层的物性条件进行设计，建立层内正韵律非均质模型。模型内包含低渗(100mD)、中渗(450 mD)和高渗(1 400 mD)3个小层，层间无隔层，变异系数为0.72。实验装置及流程图如图1所示。

图1 实验装置及流程示意图Fig.1Experimental device and experimental procedures

实验流程整体可分为水驱、停产重启两个阶段，分别模拟油藏注水开发和停产复产过程。具体实验步骤如下：(1)模型设计与初始化，包括模型称重、抽空、饱和水、饱和油等步骤。(2)水驱油实验，模拟注水开发过程。(3)模型关闭0.5个月后第一次重启，模拟较短停产期。(4)模型再次关闭5个月后第二次重启，模拟较长停产期。

实验过程中的含水率变化曲线如图2所示。水驱实验过程中，含水很快突破，含水率快速上升。结点1关闭高渗透层，含水大幅度下降后又快速上升，说明含水沿中渗透层突进。结点2关闭中渗透层，含水快速下降，后又迅速上升，说明低渗透层也已经水淹。结点3模型关闭0.5个月后第一次重启，含水下降不明显，继续水驱含水率趋于稳定。结点4模型关闭5个月后第二次重启，含水呈先下降后上升的趋势。由此可以看出，经过较长时间的关井，油水分布发生变化，残余油向井底流动，因此开井初期含水会有所下降，但下降幅度不大，且随开发时间增加逐渐恢复到关井前水平。

模型关闭前残余油主要分布在难以驱替的边角死角(图3)，关井一段时间后残余油慢慢向构造中心部位渗流移动(图4)，说明停产期间油水重新运移分布。

停产期间油水运移机理：关井初期在边底水能量的作用下，油水仍在缓慢运移，总体趋势是流体向油井井底附近运移，生产井井底压力逐渐上升，油藏压力场趋于均匀分布。关井较长时间后，在毛管力的作用下，仍存在微观油水运移[6—12]。

图2 物理模拟实验含水变化曲线Fig.2Water cut curve of the physical simulation

图3 模型关闭前残余油饱和度分布图Fig.3Residual oil saturation before the physical model was shut down

图4 停产一段时间后残余油饱和度分布图Fig.4Residual oil saturation after the shutdown period

2.2 数值模拟研究

以CH油田主力区块F块为例进行数值模拟研究，观察油水运移规律和剩余油分布变化情况。设置模型某一时间关井，2年后重新生产，关井时间与实际停产时间一致。

数值模拟结果表明停产期间地层流体发生重力分异，地层流体重新分布，油层高部位含油饱和度略有上升，低部位含水饱和度略有上升[13—15]，如图5所示。

以F块X7层顶部同一个网格为例，停产前后其含油饱和度由76.9上升至77.3，而底部同一网格停产前后含水饱和度由51.2上升为55.9。由此可判断地层原油在停产期间向构造高部位富集，原指进、锥进边底水情况得到缓解。

图5 F块某区域含油饱和度分布图Fig.5Oil saturation of an area in F block

3 油田长期停产期间地层能量恢复研究

3.1 数值模拟研究

F块数值模拟结果表明停产期各储层地层压力均有恢复。由于油藏、水体存在压差，停产后边底水继续流向采油区，补充地层能量，使油藏压力逐渐回升。受构造部位、断层切割作用、储层连续性等因素的影响，平面上同层不同区域地层压力恢复程度存在差异(图6)。

图6 F块纵向压力分布图Fig.6Vertical pressure distribution of F block

图7 F块主力层地层压力曲线Fig.7Reservoir pressure curves of the main zone in F block

图7为F块主力储层地层压力随时间的变化曲线，从上到下分别为X7、X6、X4和X5。停产初期各层平均地层压力保持水平分别为66.1%、58.7%、70.0%和78.0%，停产两年后各层平均地层压力保持水平分别为80.9%、78.1%、91.2%和96.6%。X6和X7层边底水能量相对充足，地层压力恢复较快，而X4和X5层边底水能量相对较弱，且储层连续性相对较差，地层压力恢复程度小。由此可见，停产后地层能量恢复水平除受天然能量影响外，还受储层地质构造的影响。

3.2 生产监测

为了监测停产期间压力恢复情况，指导复产后油田合理开发，停产两年后对CH油田多口单井进行了静压测试。如9口单层生产直井，均位于油藏边部位置，停产前地层压力保持水平55.0%～83.0%，停产2年后，地层压力较原始地层压力下降约0.7 MPa左右，压力保持水平恢复到92.0%以上(表1)。16口水平井压力测试结果表明，受地层能量传递速度和距离以及储层构造的影响，构造内部井压力恢复速度较构造边部井略慢，停产2年后构造内部井压力保持水平恢复到80.4%～91.8%，构造边部井压力保持水平恢复到91.1%～96.5%(表2)。

表1 CH油田单层生产直井地层压力分析Tab.1Reservoir pressure of vertical wells in CH Oilfield

表2 CH油田单层生产水平井地层压力分析Tab.2Reservoir pressure of horizontal wells in CH Oilfield

以上分析表明，经长时间停产后，地层能量有较大幅度的恢复，但受构造部位、断层切割作用、储层连续性等因素的影响，平面上同层不同区域地层压力恢复程度存在差异，构造边部压力恢复水平高于构造内部压力恢复水平。

4 油田长期停产后开发规律研究

4.1 含水变化规律分析

CH油田投产后含水快速上升，2007年3月含水即上升至23.8%，含水上升率高达24.0%。2007年4月至2012年12月含水上升速度相对较慢，含水上升率为3.3%。2011年至油田停产前含水上升速度加快，含水上升至61.8%，含水上升率升高为9.6%。

复产后由于首先开启高含水井，含水61.9%，与停产前持平。但随着高产低含水井的开启，含水降至59.8%。随后含水又快速上升，含水上升率为11.3%(图8)。

CH油田5口井实际含水曲线如图9所示，复产初期含水较停产前平均降低10%。但是生产一段时间后，含水又平稳上升。

由此可见，油田复产后含水有一个短时间的降低，然后按照原来开发规律继续上升，停产对整个油田的含水率变化影响不大。

图8 CH油田含水与含水上升率曲线Fig.8Water cut and increase rate of water cut of CH Oilfield

图9 复产前后单井含水对比曲线Fig.9Water cut of single wells before and after shutdown period

4.2 产能变化分析

图10为CH油田5口井实际日产油曲线，复产初期日产油较停产前平均上升300bbl(1bbl=159L)，但生产一段时间后，日产油又逐步降低，进一步验证了停产期间油水重新运移、分布的规律。

图10 复产前后单井日产油对比曲线Fig.10Oil production of single wells before and after oilfield shutdown

5 结论

(1)首次开展油田停产重启物理模拟实验与数值模拟研究，表明停产期间油水分布发生变化。在边底水能量的作用下，关井初期油水仍在缓慢运移，整体趋势是向油井井底附近运移，油藏压力场趋于平均分布。且在毛管力的作用下，长时间关井后仍存在微观的油水运移。

(2)数值模拟结果和静压测试均表明，各储层地层压力在停产期间均有较大程度的恢复。受构造位置、断层切割作用、储层连续性等因素的影响，平面上同层不同区域地层压力恢复程度存在差异。

(3)油田经过长时间停产，油水重新运移分布，复产后单井日产油呈先升高后降低，含水先降低后上升的趋势。不同类型油藏含水短时间均有降低，随后继续上升。

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冯敏，1981年生，女，汉族，山东潍坊人，工程师，硕士，主要从事油气田开发工作。E-mail：fengmin@cnpcint.com

吴向红，1964年生，女，汉族，重庆铜梁人，教授级高级工程师，主要从事油气田开发工作。E-mail：wxhong@petrochina.com.cn

马凯，1986年生，女，汉族，山东德州人，工程师，主要从事油气田开发工作。E-mail：makai1206@petrochina.com.cn

黄奇志，1972年生，男，汉族，安徽潜山人，高级工程师，主要从事油气开发地质工作。E-mail：hqz802@163.com

杨胜来，1961年生，男，汉族，河北辛集人，教授，博士生导师，主要从事油气田开发工程等方面的研究和教学工作。E-mail：yangsl@cup.edu.cn

编辑：牛静静

编辑部网址：http：//zk.swpuxb.com

Seepage Flow Discipline and Production Performance of Long-term Shutdown Oilfields

FENG Min1*，WU Xianghong1，MA Kai1，HUANG Qizhi1，YANG Shenglai2
1.Africa Departement，Research Institute of Petroleum Exploration and Development，CNPC，Haidian，Beijing 100083，China 2.Institute of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Changping，Beijing 102249，China

Theseepagecharacteristicsofundergroundfluidandtheformationenergyofanoilfieldshutdownforover15months were studied focusing on underground fluid distribution，formation energy recovery and field production after shutdown period. Physical modeling experiment and numerical simulation were synthesized and applied in this study.The results indicates that the micro movement and redistribution of oil and water were observed，and the reservoir pressure gradually rose again with the gradual recovery of formation energy under the shutdown.Therefore，the well production first increases and then decreases，andthewatercutfirstdecreasesandthenincreasesafterlong-termshutdown.Itisprovidedanewangleforstudyingtheseepage characteristics and development laws of long time wide-range shutdown oilfields.

long-term shutdown；oil and water migration and distribution；seepage flow discipline；reservoir pressure recovery；production performance

10.11885/j.issn.16745086.2015.01.05.01

16745086(2016)05011507

TE343

A

http：//www.cnki.net/kcms/detail/51.1718.TE.20160928.1450.006.html

20150105

时间：20160928

冯敏，E-mail：fengmin@cnpcint.com

中国石油天然气集团公司科学研究与技术开发项目课题1(2016D 4401)。