海上油田晚期注水开发实践

2018-09-11史长林杨丽娜王欣然

重庆科技学院学报（自然科学版） 2018年3期

史长林杨丽娜王欣然

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452;2.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

油田注水作为提高油田采油速度和采收率的主要方法已被广泛应用。大量实验和生产实践表明:常规油藏在泡点压力附近(保持油层压力在泡点压力85%以上)时，开始注水能够实现注入水少，综合含水率低，采出程度高的目标，所以该类油藏一般采取中期或早期注水[1-2]。也有许多油田由于种种原因，没能实现中期或早期注水，而是在地层压力远低于泡点压力，或溶解气驱之后开始注水，称为晚期注水，如长春油田、歧口18-1油田、美国Yowlumne油田以及印尼Widuri油田33S油藏[3-4]。Widuri油田33S油藏原油黏度低、储层物性好，晚期注水取得了较好的开发效果，增加可采储量350×104m3，提高采收率11%，注水后油田日产油量由359 m3增加到1 707 m3，递减率由30%降为21%。总结Widuri油田33S油藏的开发经验，对于开发好此类油藏具有很好的借鉴作用。

1 油藏特征及开发概况

Widuri油田位于印度尼西亚东南苏门答腊盆地西斜坡上的断背斜构造高点，目的层为渐新世—早中新统Talang Akar组，储层沉积相类型为河流相沉积，岩石类型是细粒石英砂岩，储层物性普遍较好，平均孔隙度为28%，平均渗透率为1 000×10-3μm2。Widuri油田33S油藏为弱边水的构造岩性油藏，包括33-4、33-6和34-1油层。

地面原油密度为0.865 8 g/cm3、黏度为23 mPa·s、含蜡量为12.12%、含硫量为0.127%～0.130%。地面原油性质具有密度中等、黏度中等、凝固点高、含蜡量高、胶质+沥青质中等、含硫量低的特点。地层原油为低黏度原油，其黏度为4 mPa·s，溶解气油比为110，原油饱和压力为 6.23～6.87 MPa，原油体积系数为1.1。地层水总矿化度为12 077～16 931 mg/L，水型为NaHCO3型。油藏属于正常的压力和温度系统。

33S油藏于1990年12月投产，共 3套层系，实行单层分层开采。该油藏初期采用天然水驱，于1999年7月开始逐步实施注水开发。注水分2期进行，第1期实施注水的油层包括33-4、33-6、34-1W，实施时间为1999年7月～2000年8月；第2期注水油层为34-1E，于2005年5月实施注水。注水前该油藏压力下降快。从1990年至2000年，地层压力由9.66 MPa降至2.76 MPa，且含水率低。在天然能量开采阶段，含水率一直处于较低水平(10%～40%)。注水后初期含水率上升快，后期控水见效。

油田注水利用率高，注水开发效果好，在注水开发初期各油层的产油量均有较明显的提升。其中，33-4日产油量由注水开发前的954×104m3增至1 828×104m3；33-6日产油量由注水开发前的127×104m3增至366×104m3；34-1W日产油量由注水开发前的16×104m3增至207×104m3；34-1E日产油量由注水开发前的65×104m3增至159×104m3。注水油藏的累计产量截至2012年8月底已达到906×104m3，占油田总产量的16.5%。按已有生产动态预测注水开发能够使33S油藏采收率提高11%。

2 注水时机分析

2.1 注水时机优化

为了对注水时机进行优化，参照33-4油层的构造特征、流体性质、物性参数建立油藏数值模拟模型，进行数值模拟研究。设定开发全过程依靠天然能量开发为基础方案，同时设置4套不同注水时机的对比方案：(1) 在油藏压力为原始压力时开始注水；(2) 油藏压力下降到饱和压力时开始注水；(3) 压力下降到饱和压力的1/2时开始注水；(4) 压力下降到饱和压力的1/4时开始注水。分析不同方案的累计产油量预测曲线知，随着开发的进行，当油藏压力下降到饱和压力的1/2时开始注水，预测期末油藏的累计产油量最高(见图1)，采出程度最高(见表1)。

图1 不同注水时机各方案累计产油量预测曲线

表1 不同方案采出程度预测结果

2.2 实际注水时机分析

33S油藏在利用天然能量开发过程中出现以下情况。首先，储层压力快速下降，至1994年底，地层压力下降至泡点压力6.5 MPa附近，至1999年末，压力下降至2.5～3.0 MPa，为饱和压力(6.5 MPa)的一半以下时，储层已经严重脱气；其次，采油速度快速下降，已经不能通过增加生产井数来减缓油田的递减；再次，随着生产井数的增加及提液措施的进行，采出程度增加，含水上升率增加，油井综合递减率升高：因此急需通过二次采油，补给储层能量。故于1999年7月，对33S油藏实施注水开发。相对常规海上注水开发油田，该油田注水时机相对较晚[5-7]。

3 开发效果分析

3.1 整体开发效果分析

Widuri油田弱边水驱油藏自1999年7月实施注水开发后获得了较好的生产效果。至2012年8月，注水开发油藏累计产油量已达914×104m3，占油田总产量的16.5%。地层压力得到了较好恢复，如33-4及33-6油层的压力已由注水前的3.0 MPa恢复至目前的6.9 MPa，目前各油藏采出程度均在17%以上(见图2)。其中，Ⅰ期实施的注水油层(33-4、33-6、34-1W)由于注采系统较为完善，采出程度较注水前提高了9%～12%。2005年实施的Ⅱ期注水油层(34-1E)由于注水开发时间短，采出程度增幅较小，为2.4%(见表2)。通过2期注水及其他增产挖潜措施后，原油产量明显增加，油田生产的递减趋势得到减缓，可采储量从5 280×104m3增加到5 630×104m3，采收率从41.7%提高到52.5%。

通过对采收率、综合递减率、地层压力水平等4类10个指标开展评价，总体评价结果为一类(见表3)，因此认为Widuri油田33S油藏注水开发效果总体较好。

3.2 开发单元效果对比

Widuri油田33S油藏的4个注水开发单元，注水时地层压力均已下降至饱和压力的一半以下，注水时机相对较晚，注水开发效果均较明显。注水方案实施后共增加可采储量350×104m3，采收率提高了11%。其中，33-4及33-6油层注水后日产油量由359 m3增加到1 707 m3，递减率由30%降为21%，可采储量增加了281×104m3；34-1W油层注水后日产油量由71 m3增加到569 m3，递减率由22%降为19%，可采储量增加了41×104m3；34-1E油层注水后日产油量由77 m3增加到165 m3，递减率由33%降为23%，可采储量增加了28×104m3。

表2 注水开发油藏注水前后对比表

表3 开发指标汇总表

对比33S油藏的4个注水开发单元采出程度与含水率关系曲线发现(见表2、图2)：最早注水的33-4油层在1999年开始注水前含水率只有11.9%、采出程度为7.7%，2012年含水率达到94.4%、采出程度却只有19.1%；而最晚注水的34-1E油层，2005年注水前含水率高达89.4%、采出程度为36.3%，2012年含水率为96.4%、采出程度为38.7%，含水率随采出程度的增加而增加的幅度最小；其他2个油藏2012年的采出程度大约在25.6%，其中，33-6油层2000年开始注水时含水率为86.6%，采出程度为16.4%，2012年含水率为93.0%，采出程度为25.9%；34-1W油层2000年开始注水时含水率为74.0%，采出程度为13.3%，2012年年含水率为94.6%，采出程度为25.4%。故Widuri油田33S油藏的开发实践表明，此类油田注水时机较晚也可取得好的开发效果。

图2 各油层采出程度与含水率关系曲线

对于弱边底水油藏，地层压力大幅度下降会对油气储层及流体产生一定的伤害，使流体脱气形成油、气、水三相流动，大大降低了原油的相对渗透率，从而降低了原油的产量[8]。而在Widuri油田33S油藏，即使在地层压力下降至饱和压力一半以下，地层严重脱气时注水，仍然取得了较好的开发效果。分析原因认为，这得益于该油层较好的物性及较好的油质。Widuri油田33S油藏各油层的整体物性好，平均孔隙度为25%～30%，平均渗透率为(500～5 000)×10-3μm2，对比4个注水开发油藏，晚注水的34-1E油层物性好于较早注水的33-4油层。由于其物性好，随着开发的进行，即使地层严重脱气，在近井地带出现油、气、水三相渗流并形成了气锁现象，但由于储层孔喉半径较大，毛细管力较弱，界面张力较小，气锁能力较弱，油相渗透率仍不会大幅降低，原油仍然可以通过渗流通道进入井筒。同时，4个注水开发油藏油质好，地层原油黏度为 4 mPa·s，注水时水驱油面积大，采出程度高。一般情况下，储层脱气后，一方面使原油黏度增高，另外一方面也改变了油层热动力平衡，使油层析蜡[9-10]，但由于Widuri油田33S油藏油质好，脱气前后原油黏度变化不大，多相流干扰现象并不明显，这有利于脱气后的注水开发。故Widuri油田33S油藏晚期注水仍取得了较好的效果。