基于生产数据确定海上稀油油田合理提液时机

潘 杰，汪全林，凌浩川，孙 强，张 弛

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459)

BZ油田为渤海地区典型的稀油油田，地层原油粘度13.36～17.58 mPa·s，目前含水率76.0%，已进入高含水阶段。随着油田含水率上升，产量递减较快，导致油田稳产难度加大，通过提液[1-2]来保持稳产是油田在中高含水阶段常采用的措施。在合理生产压差下，提液时机取决于无因次采液指数的变化规律，当无因次采液指数大于1后油井采液能力逐步增加，具有较充足的提液能力[3-4]。根据BZ油田的原始相渗曲线及油水粘度，推论出油田含水率大于90.0%之后才适合提液。但通过大量文献调研[5-6]可以得出：油田经过长期水驱后，岩石亲水性增强，相渗曲线与初始状态对比发生显著变化。本文利用广适水驱特征曲线对油田大量实际生产数据进行拟合，得到了反应油田目前生产特征的动态相渗曲线，并推导出无因次采油/液指数曲线，判断出含水率大于60%后BZ油田适合提液。利用该结论指导油田提液6井次，均取得了良好的增油效果。

1 BZ油田地质油藏特征

BZ油田为典型的稀油油田，地层原油粘度13.36～17.58 mPa·s，密度0.866～0.867 t/m3，饱和压力12 .8 MPa。孔隙度为26.5%～31.6%，平均28.7%，渗透率为(378.9～3 500.9)×10-3μm2，平均1 539.7×10-3μm2，为高孔高渗油田。

油田天然能量不足采用注水开发，主要采用水平井开采，油田于2010年4月投产，目前含水率76.0%，进入高含水阶段。

2 确定合理提液时机

2.1 确定动态相渗曲线

确定动态相渗曲线常采用水驱特征曲线法[7-9]，根据调研，广适水驱曲线可用于不同含水阶段，且对海上水驱油藏适用性强[10]，所以本文采用该方法对油田动态生产数据进行拟合。首先对油田的动态生产数据进行去噪，利用广适水驱特征曲线方程进行拟合，确定相关参数。

第一步：对生产数据进行广适水驱曲线拟合，确定参数NR、a、q，即可得到相应的油相指数no和水相指数nw。

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第二步：确定不同含水饱和度下的相渗曲线。

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根据BZ油田的实际生产数据及公式(1)～(6)，拟合结果较好(见图1)，结合油田基本参数得到相关拟合参数(见表1)，在此基础上得到反映油田实际生产现状的动态相渗曲线(见图2)。

图1 BZ油田拟合曲线

表1 BZ油田基本参数及拟合参数

图2 BZ油田动态相渗曲线

2.2 确定合理提液时机

在动态相渗曲线的基础上，根据Leverett函数即可得到不同含水饱和度下的含水率及无因此采油/液指数(见公式(7)～(9))，当无因次采液指数大于1即具备提液能力。结合BZ油田参数确定无因次采油/液指数(见图3)，可看出含水率大于60%后上升且大于1，具备提液能力，可以进行提液。

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图3 BZ油田无因次采油/液指数曲线

将本文计算得出的长期水驱后的油田动态相渗曲线与岩心静态相渗曲线进行对比(见图4)，可以看出油田因长期水驱冲刷作用，岩心亲水性增强，等含水饱和度下，动态水相相对渗透率显著大于静态水相相对渗透率，从而导致动态无因次采液指数早于静态无因次采液指数上升(见图5)，从图5可以看出动态无因次采液指数在含水率大于60%后上升且大于1，而静态无因次采液指数在含水率大于90%后才具有此特征，所以基于油田实际生产特征，可以确定提液时机可从90%提前到60%。

图4 BZ油田动静态相渗曲线对比

图5 BZ油田动静态无因次采液/油曲线对比

3 实例验证

以BZ油田的A24H井为例，该井位于BZ油田某一砂体上(见图6)。

图6 A24H井井位

油藏平均有效厚度为5 m，水平段长400 m，目前日产液178 m3，日产油35 m3，含水率80%，根据以上结论适合提液。对该井进行提液后，日产液290 m3，日产油68 m3，日增油33 m3，增油效果显著(见图7)。

图7 A24H井生产曲线

4 认识与结论

(1)基于油田生产数据，采用广适水驱特征曲线方法确定了油田动态相渗曲线，指导油田提液，确定合理的提液时机，有利于海上稀油油田的高效开发。

(2)通过动静态相渗曲线对比，可以看出油田因长期水驱冲刷作用，岩心亲水性增强，等含水饱和度下，动态水相相对渗透率大于静态水相相对渗透率，从而导致提液时机提前。

(3)通过该方法指导油井提液，通过现场实践看提液效果明显，论证了该方法的可靠性。

符号解释：

Np为累积产油量，104m3；Wp为累积产水量，104m3；NR为单井控制储量，104m3；a、q为回归常数，无因次；nw为水相指数；no为油相指数；krw(sor)为残余油饱和度下的水相相对渗透率；kro(swi)为束缚水饱和度下的油相相对渗透率；kro为油相相对渗透率；krw为水相相对渗透率；μw为地层水粘度，mPa·s；μo为地层原油粘度，mPa·s；Bo为原油体积系数，无因次；Bw为地层水体积系数，无因次；Sor为残余油饱和度；swi为束缚水饱和度；sw为含水饱和度；fw为含水率；Jo为无因次采油指数；Jl为无因次采液指数。