海上油田水驱开发后期合理采油速度研究

黄安琪，陈民锋，2,山 珊，王振鹏，尹承哲

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249；2.中国石油大学(北京)油气资源与工程国家重点实验室，北京 102249)

海上油田水驱开发后期合理采油速度研究

黄安琪1，陈民锋1，2,山 珊1，王振鹏1，尹承哲1

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249；2.中国石油大学(北京)油气资源与工程国家重点实验室，北京 102249)

海上油田开发具有时效性，在控制产量递减率的基础上保持较高的采油速度，是海上油田获得开发效益的基本要求。基于海上油田开发特点和开发需求，建立海上油田水驱开发后期合理采油速度的确定方法及步骤：一是建立油田不同开发阶段生产能力的评价方法，以确定油田开发后期最大和可行的采油速度范围；二是制作不同采液速度下，油田产量递减率与含水率和可采储量采出程度的关系图版，以确定满足递减率限制的采油速度；三是根据油田开发经济收益界限要求，确定油田最低采油速度；最后，综合考虑油田生产能力条件、稳产和递减控制要求以及经济技术界限等，确定海上油田开发后期合理采油速度范围。利用建立的方法对海上PLA-3油田进行了分析，结果表明，此方法操作简单，计算结果更符合实际开发特点，具有良好的可操作性。

海上油田 采油速度 生产能力 递减规律 注采界限

我国渤海湾地区油藏一般属于中—高渗、普通稠油油藏，大部分采取注水开发，具有见水早、初期采油速度快，含水上升快、产量递减快的特点。在水驱开发的中后期阶段，随着含水率增加和水窜程度趋于严重，油田生产能力和产油效率不断下降，油田注采效率不断降低。而海上油田的开发又具有时效性，一般采取较大的采油速度，与陆上水驱油藏[1-5]相比，更注重油田开发效益和生产效率。如何针对海上油田的实际特点，选择适宜采油速度，既保持高产、稳产状态，又控制油田产量的递减趋势，保证油田较高的开发效益，是海上油田水驱开发后期的重要问题。

本文提出的确定海上油田水驱开发后期合理采油速度的方法是基于海上油田开发特点及开发要求，综合考虑本油田油井实际生产能力、递减幅度、稳产限制及经济技术界限，最终确定合理采油速度区间。

1 海上油田特点及合理采油速度确定方法

1.1 海上油田开发特点及需求

渤海PLA-3油田位于渤南凸起东北部，向渤中凹陷倾没的构造脊上。该区主要为泥沙岩互层，孔隙度为20%～35%，平均30.6%；渗透率为(50～2 500)×10-3μm2，平均606.4×10-3μm2；原油粘度25～50 mPa·s。油田采用九点法注采井网滚动开发，分为I期(2002年12月投产)和II期(2007年6月投产)，共11个区块，生产井182口，注水井56口，日产油1.40×104m3/d，日注水4.52×104m3/d,可采储量采出程度为57.22%，含水率75.04%，已进入海上注水油田开发中后期。

PLA-3油田是海上注水开发油田，与陆地油田相比，具有投资风险大，开发年限有限，注采井距大，注采强度高，采油速度初期相对较高，无水采油期短，含水上升速度快等特点，如图1、图2所示。

图1 PLA-3油田开发动态变化曲线

图2 PLA-3油田采油速度与递减率曲线

由图1和图2可以看出：PLA-3油田初期开采速度快，后由于开发大调整，采油速度明显波动变化。随着开发的深入，采油速度呈明显下降趋势。而目前处于中高含水开发阶段(含水率75.04%)，需建立采油速度、稳产及递减三者间的平衡关系，以达到更好的开发效果。

1.2 合理采油速度确定方法

针对海上油田的开发特点和开发要求，采取以下步骤来确定不同开发阶段的采油速度。

(1)建立不同开发阶段油田生产能力的计算方法，定量描述油水井的生产能力及变化趋势，并根据注采平衡原则确定油田开发后期最大可行的采油速度范围。

(2)绘制不同采液速度下，油田产量递减率与含水率和可采储量采出程度的关系图版，确定满足不同递减率下的采油速度；结合油田稳产要求，确定海上油田不同阶段的合理采油速度。

(3)根据油田开发经济收益界限，在保险范围内得到不同阶段海上水驱油田最低采油速度。

(4)综合考虑油田生产能力条件、稳产和递减控制要求、经济技术界限等，得到海上油田水驱开发中后期合理采油速度区间。

2 水驱油田生产运行关键指标确定方法

2.1 不同水驱阶段最大采油速度的确定

2.1.1 不同阶段生产能力的确定方法

分析油田生产运行规律，是油田进行合理配产配注和开发调整的基本依据[6-7]。由于海上油田井数少，井距大，选择由单井到区块的方法计算稳定阶段的海上生产运行规律。

2.1.1.1 基于实际生产动态确定现阶段生产能力

以油井为单元确定油田初始到目前的实际生产能力[8]，使用公式(1)、(2)计算采油、采液指数。

(1)

(2)

式中：Jo、JL为采油、采液指数，t/(d·MPa)；qo、qL为年产油、年产液量，t。

2.1.1.2 基于油田典型相渗分析确定无因次生产能力变化规律

选取区块具有代表性的相渗曲线，使用公式(3)、(4)确定油田不同阶段无因次采液指数、采油指数与含水率的变化。

(3)

(4)

式中：M为流度比，小数；Krw(Sw)为某一含水饱和度下油相、水相相对渗透率，10-3μm2。

2.1.1.3 综合实际动态和相渗分析确定油田生产能力变化规律

通过拟合实际采油、采液指数与含水率关系曲线，将各开发各阶段的无因次采油、采油指数转化为有因次采油采液指数变化。

2.1.2 不同阶段最大采油速度计算

通过对已往数据分析预测区块吸水、采液指数，运用油藏注采平衡关系[12]，由式(5)、(6)确定油田生产井采液量与注水井注入量。

井口注入量为：

Q注=nwIw(pi-pe)

(5)

生产井采出量为：

Q采=noJL(pe-pwf)

(6)

基于海上实际操作要求，得到海上水驱油田最大注入压差与生产压差，进而得到注采压差下海上油田不同阶段的最大采液速度。

2.2 水驱递减规律及不同阶段采油速度限制

2.2.1 不同条件下水驱递减分析图版的建立

产量递减率是指单位时间下产量的变化率，其公式为[9]：

(7)

式中：Dt为产量递减率，mon-1或a-1；Qo为阶段初产油量，t；dQo为阶段初至阶段末产量递减值，t/月或t/a；dt为阶段初至阶段末的时间间隔，月或a。

进而：

(8)

式中：fw为含水率，%；Ql为阶段初产液量，t；dQl为阶段初至阶段末产液量的差递减值。

引入含水上升率及可采储量采出程度：

(9)

综合(9)式可得到：

(10)

得到定液条件下的自然递减率与含水上升率的关系：

(11)

式中：vl为采液速度，%；fw′为含水上升率，小数。

参照渗流力学基本公式中地层内部含水饱和度的沿程变化式：

(12)

式中：Swd为油层内部含水饱和度，%；Sw为油水两相混合区内部平均饱和度，%；Swc为束缚水饱和度，%；Sor为残余油饱和度，%。

(13)

结合式(3)～(4)，(12)～(13)得

(14)

(15)

式中：μo、μw为原油、水粘度，mPa·s；n、m取值由回归得出，小数；Rf为可采储量采出程度，%。

根据式(11)～(15)，分析制作不同采液速度下含水率、可采储量采出程度与递减率的关系图版，可直观反映出油田不同阶段递减变化规律。

含水率与递减率图版绘制过程：

(1)根据该区的相渗曲线，可得到不同饱和度下的渗透率值。由式(13)得到不同渗透率对应饱和度下的含水率值。

(2)由式(12)得到不同含水饱和对应的Swd，并将Swd代入式(15)得到含水上升率fw′。

(3)将不同的采液速度vl、含水上升率fw′代入式(11)，得到不同采液速度下的递减率。

可采储量采出程度与递减率图版绘制过程：

(1)由式(15)，代入不同的可采储量采出程度Rf，得到不同的含水上升率fw′。

(2)根据式(11)，得到不同定液条件下的递减率。

2.2.2 不同阶段油田产量递减限制条件

根据我国海上油田中高渗油藏产量递减规律[10]，在采出程度小于50%前，一类开发要求递减率小于等于5%，二类开发要求递减率在5%至7%之间，三类开发递减率要求大于7%；在采出程度大于50%后，一类开发要求递减率小于等于7%，二类开发要求递减率在7%至9%之间，三类开发递减率要求大于9%。针对海上油田复杂的地质环境及具有较高风险性的开发特征，常参照一、二类开发递减率要求。

2.2.3 不同阶段油田稳产界限要求

海上油田开发初期常采用较高采油速度，使得开发后期稳产难度有所增大，而平台寿命有限，欲达到预期产量，需制约采油速度的大小。因此，在海上油田开发后期必须权衡产量与稳产及递减三者的相互变化。

目前，评价油田的稳产开发效果使用剩余储采比和稳油能力指数两参数进行评价[11-12]。油田剩余储采比，即开发到某一年份时，剩余可采储量与当年产量的比值。当其值降至10～12的警示值时，油田将会进入递减期。

(16)

(17)

式中：ω为剩余储采比，a；Q为年产量，104t·a-1；NRR为剩余可采储量，104t；vo为年采油速度，%；N地质为地质储量。

评价稳产开发效果的另一参数为稳油能力指数，与稳产潜力呈正相关[13]。

(18)

式中：Wn为稳油能力指数；C为可采储量采出程度，%；R为至p年预测最终采收率，%；Rnp为至p年末地质储量采出程度，%。

根据统计的37个海上油田数据[14-15]，综合海上油田地质特征及开发要求，为达到稳产要求，常使稳油能力指数保持在大于3，且剩余储采比大于12。

2.3 基于经济收益极限确定最低采油速度

海上平台的寿命有限，且开采投资远高于陆上油田，因此，需进行海上水驱油田开发的经济极限计算。根据前人单井平均日产油量经济极限公式[16-17]，计算出经济极限下的最低采油速度。但由于海上油田开发风险性大，需引入一个保险系数，使计算出的经济极限更符合海上油田实际开发要求。

单井平均日产油量的经济极限计算公式如下：

Qmin=(ID+IB)(1+R)T/2β/0.036 5To×
doT(Po-O)(1-DC)T/2

(19)

式中：Qmin为单井平均日产油量，104t；ID为平均一口井的钻井投资，万元/井；IB为平均一口井的地面建设投资，万元/井；R为投资贷款利率，小数；T为开发平均年限，a；β为油井系数，即油水井总数与油井数的比值，小数；To采油时率(受fw影响)，小数；do为原油商品率，小数；Po为原油销售价格，元/t；O为原油成本，元/t。

极限采油速度可表示为：

(20)

式中，vomin为极限采油速度，%；t为年开采时间，d；n为该年度油井数，小数；a为保险范围，小数。

3 海上PLA-3油田合理采油速度分析

3.1 PLA-3油田生产运行关键指标分析

PLA-3油田采取注水开发，平均孔隙度为30.6%，平均渗透率为606.4×10-3μm2，地层静水柱压力为10.59 MPa。截止目前，可采储量采出程度为57.22%，含水率为75.04%，已进入注水油田开发中后期。

3.2不同阶段合理采油速度的确定

3.2.1确定满足油田生产能力限制的采液(采油)速度范围

基于PLA-3油田实际资料，建立PLA-3油田开发后期最大和可行的采油速度范围，如图3。

图3 综合采油、采液指数与含水率关系

由图3可看出：随着含水率的增加，采油指数、采液指数均在见水初期急剧下降，之后下降幅度变缓；在含水达40%以后，采液指数曲线比较稳定，而采油指数则继续下降；在含水达80%后，采液指数上升，具备一定的后期提液潜力。

基于海上油田PLA-3的实际注采关系，使用注采速度界限方法计算出该油田采液、采油速度最大界限，基础参数取值为：最大生产压差21.31 MPa；注采井数比为0.322，结果见表1。

3.2.2 确定符合递减限制及稳产限制的采液(采油)速度范围

根据fw←Sw←fw′←Dt关系制作不同采液速度下，油田产量递减率与含水率图版；根据Rf=Swd→fw′→Dt关系，绘制油田产量递减率与采出程度图版，如图4，5。

由图4，5可知：(1)递减率随着含水率、可采储量采出程度增大而先增大后降低。

(2)该区在含水率20%或采出程度为40%左右时，递减率最大。

(3)当给定一个递减下降幅度时，并已知目前含水率或可采储量采出程度，可得到合理采液速度值。

结合图4，5的PLA-3的递减率与2种图版，确定符合递减限制下的合理采油速度；并根据区块稳产界限要求，基本参数取值为：N=5 696.49，Rnp=18.16，NR=1 808.21，NRR=773.50，C=59.72，R=31.74，得到稳产限制下的合理采液(采油)速度，见表1。

图4 PLA-3含水率与递减率关系曲线

图5 可采储量采出程度与递减率关系曲线

3.2.3 确定满足经济界限要求的采液(采油)速度范围

根据油田开发经济收益界限，确定油田最低采油速度，考虑海上油田风险性大及开采难度高等特点，保险范围取20%，得到符合海上油田特点的不同阶段最低采油速度，见表1。

4 主要认识

通过以上研究，得出以下认识：

(1)本文建立了海上油田水驱开发后期合理采油速度的新方法，立足于海上油田实际地质特征及开发特点，综合生产能力、递减规律、稳产界限及经济因素得到合理采油速度值，计算简便，结果准确。

(2)针对海上油田开发特征，绘制具有海上油田特点的不同条件下的递减图版，为后期不同阶段不同海上油田合理采油速度的确定奠定基础。

(3)海上油田平台生产年限较短，因此初期常采用高采油速度，这增大了后期开发稳产难度及递减幅度。在确定海上油田水驱开采合理采油速度时，应注重多条件综合、权衡，以经济界限为底线，在保险值20%上调整；以注采界限为上线，参考稳产界限和递减幅度等确定海上油田水驱开发后期合理采油速度范围。

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Studyonreasonablerateofoilproductioninlaterstageofwaterfloodingdevelopmentinoffshoreoilfield

HUANG Anqi1，CHEN Mingfeng1,2,SHAN Shan1,WANG Zhenpeng1,YIN Chengze1

(1.CollegeofPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;2.StateKeyLaboratoryofOilandGasResourcesandEngineering,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

The development of offshore oilfield has time limited efficacy. Based on controlling the production decline rate, keeping high rate of oil production is the basic requirement for the development benefit of offshore oilfield. Based on the characteristics and development requirements of offshore oilfield development, it was established a method and steps for determining the reasonable rate of oil production in the later stage of waterflooding development of offshore oilfield. Firstly, to determine the maximum and feasible rate range of production, it was established the evaluation method for the production capacity at different development stage. Secondly, under different rates of fluid production, it was made the relation chart among the production decline rate, the water cut, and the recovery degree of recoverable reserves, to determine the oil production rate which can meet the limit of decline rate. Thirdly, according to the economic benefit limit of oilfield development, the lowest rate of oil production was determined. Finally, overall considering the conditions of oilfield productivity, requirements of stable production and decline control, and economic and technical limits, it was determined the reasonable rate range of oil production in the later stage of offshore oilfield development. The method was applied in PLA-3 Oilfield. The application results indicated that the method is simple and feasible, and the calculation results are closer to the actual.

offshore oilfield；oil production rate；production capacity；decline rule；injection-production limit

TE341

A

10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.04.011

2017-06-09；改回日期2017-08-15。

黄安琪(1993—)，女，硕士，主要从事油田开发系统理论方法和三次采油技术研究。E-mail:410048255@qq.com。

国家科技重大专项课题子课题“油气资产价值评估体系集研究”(NO.2016ZX05033005007)。

(编辑 谢 葵)