海上稠油油藏半衰竭水驱开发压力恢复速度研究

2018-09-05周海燕石洪福王记俊

特种油气藏 2018年4期

周海燕，石洪福，刘斌，王记俊

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引言

BZ油田为渤海大型窄河道稠油油田，主要目的层段为明化镇组下段，油藏埋深为1 650～1 850 m，岩性特征为泥岩与砂岩的不等厚互层，砂岩单层厚度为2～20 m。地层原油黏度为50～200 mPa·s，石油地质储量超过1.2×108m3。经过近十几年注水开发，油田综合含水已达到72%，进入高含水期[1]。BZ油田受海上平台液量处理能力、海管容量等诸多硬件条件的限制，以及海上油田执行高采油速度同时兼顾采收率、少井高产、快速收回投资的技术政策的影响，海上油田开发初期注采比均低于1.0，开发10 a后地层压力由原始地层压力16.6 MPa降至9.0 MPa，接近饱和压力，属于半衰竭水驱开发[2]。提液是该类稠油油藏中高含水期最重要的增产和稳产手段，而恢复地层压力是油田大面积提液的先决条件[3-10]。通过增注提高地层压力的同时，注入水易突破，导致含水上升，尤其是对于BZ窄河道油田，注入水极易沿河道形成水窜，增注时必须对压力恢复速度和含水率予以权衡[11-16]。半衰竭水驱油田压力恢复研究尤为重要。

1 窄河道储层精细建模

河道型油藏建模的难点在于准确刻画河道纵向和平面上的形态，一般认为河道纵向上的形态是中心较厚为矩形，边部为椭圆形，逐渐尖灭。河道呈现出中间物性好、边部物性差的特点[9]。

河道的纵向形态可以简化为如图1所示，利用椭圆方程来描述河道边界的尖灭。

(1)

式中：a为椭圆长轴(河道边部尖灭的宽度)，m；z为椭圆短轴(厚度)，m；x的取值范围为0～a，m；y的取值范围为0～z，m。

图1 不同宽厚比窄河道模型

2 压力恢复速度与含水上升速度关系

在窄河道特征精确描述的基础上，建立了能够反映地质特点的窄河道地质模型。根据BZ油田窄河道砂体解剖成果和平面非均质特点，利用petrol模拟器建立了不同宽厚比窄河道概念模型，河道宽厚比分别为10、20、30、40。模型设置地下流体黏度为150 mPa·s，2注1采，井距为300 m，原始地层压力为16.6 MPa，泡点压力为8.9 MPa，初期注采比为0.5，当压力降至9.0 MPa时，以不同注采比恢复地层压力，研究压力恢复速度与含水上升速度及河道宽厚比之间定量关系。

通过数值模拟研究可以得到不同宽厚比条件下地层压力恢复速度与含水上升速度的关系图版(图2)，并利用式(2)对曲线进行回归，得到一系列方程，拟合效果较好。

Δfw=α·expβ·Δp

(2)

式中：Δfw为含水上升速度，%；α、β为系数；Δp为地层压力恢复速度，MPa/季度。

进一步建立系数α和β与河道宽厚比λ的定量关系。

α=-0.01λ+1.8

(3)

β=-0.01λ+5.2

(4)

式中：λ为河道宽厚比。

通过油田2个实际增注井组，进一步对图版进行验证，选择河道较宽、河道较窄2个注采井组。S井组，宽厚比为16，测试地层压力恢复速度为0.45 MPa/季度，通过图版计算生产井理论含水上升速度为15.2%，实际该井组含水上升速度为13.0%；D井组，河道宽厚比为31，测试地层压力恢复速度为0.24 MPa/季度，通过图版计算生产井理论含水上升速度为4.5%，实际该井组含水上升速度为3.0%。

进一步根据图2中含水上升速度对压力恢复速度进行求导，可以得到含水上升速度对地层压力恢复速度的导数(图3)，当地层压力恢复速度小于0.2 MPa/季度时，含水上升较慢；而地层压力恢复过快，含水急剧上升，引起产量递减加大。如果地层压力恢复较慢，则产液量较低，无法满足海上油田高效开发的需求。压力恢复过快和过慢都不利于油田高效开发，因此，推荐BZ油田地层压力恢复速度为0.2～0.3 MPa/季度。

图3 压力恢复速度与含水上升率导数的关系图版

3 压力恢复阶段合理注采比

注水开发油藏物质平衡方程为[10]：

NpBo+WpBw-WiBw=NCeBoiΔp

(5)

式中：Np为累计产油量，104m3；Wp为累计产水量，104m3；Wi为累计注水量，104m3；N为地质储量，104m3；Bo为原油体积系数，m3/m3；Bw为地层水体积系数，m3/m3；Ce为综合压缩系数，1/MPa；Boi为原始原油体积系数，m3/m3；Δp为生产压差，MPa。

运用泰勒展开式对Bo和Bw进行展开可得：

Bo=Boi[1-Co(pi-p)]⟹Bo=Boie-Co(pi-p)

(6)

Bw=Bwi[1-Cw(pi-p)]⟹Bw=Bwie-Cw(pi-p)

(7)

式中：Co为原油压缩系数，1/MPa；pi为原始地层压力，MPa；p为目前地层压力，MPa；Bw为地层水体积系数，m3/m3；Bwi为原始地层水体积系数，m3/m3；Cw为地层水压缩系数，1/MPa。

将式(6)、(7)带入式(5)并对时间t进行求导可得：

(8)

设注采比δ为：

(9)

含水率fw为：

(10)

将注采比δ和含水率fw带入式(8)可得：

(11)

式中：Qo为产油量，m3/d；Qw为产水量，m3/d；Qi为注水量，m3/d；δ为注采比；fw为含水率，%。

将式(11)和图3进一步结合，可计算各井区在推荐压力恢复速度下的注采比。

4 矿场应用

考虑到渤海BZ油田A区注水井较少，天然能量较为充足，因此，油田恢复地层压力主要区域为B、C井区，计算结果见表1。

表1 井区合理注采比

按照设计注采比对油田B、C井区实施增注(图4)，2015年2月至2016年12月油田日注水量由4 150 m3/d增加至8 604 m3/d，日产油由3 143 m3/d增加至4 006 m3/d，最大日增油达到863 m3/d。日产液由8 023 m3/d增至13 291 m3/d，最大日增液达到5 268 m3/d，地层压力回升1.55 MPa，部分井组含水明显下降，产油量增加。