小型稠油边水油藏合理产液量校正方法<br/>——以W油田工区为例

小型稠油边水油藏合理产液量校正方法
——以W油田工区为例

2019-11-18娄小娟

非常规油气 2019年5期

娄小娟.

(大港油田勘探开发研究院,天津，300280)

单井的产液量对常规油藏开发效果影响不敏感，一般采用经验公式或者无因次采油采液指数进行计算即可；稠油边水油藏的开发，具有油水黏度比大，边水易突进的特征，常规的配产方法无法满足稠油油藏的开发需求。W油田位于乍得北部，是一个小型边水稠油油藏，为满足国外高标准、严要求，采用传统配产技术与油藏实际生产状况相结合的方式，探究合理单井产液量的计算方法。

1 概况及问题

W油田是一个受反向正断层控制的断鼻构造油田；油藏埋深950～1 100 m，含油面积5.74 km2，孔隙度19.3%，渗透率238.49×10-3μm2，属于中孔、中渗油藏；地层原油平均黏度57.3 mPa·s；边水发育，是一个受构造控制的小型边水稠油油藏。2010年投产至今，主要依靠天然能量开发；截止到目前采出程度3.33%，采油速度0.4%，综合含水36.7%。

受边水突进影响，油藏面临水驱波及系数低， “有油采不出”的技术难题。部分构造中低部位油井，开井即含水，采出程度2.7%时，部分单井已水淹，进入高含水阶段。

2 合理液量优化方法

国内外稠油油藏开发方式的研究，主要针对大型稠油油藏开展，比如辽河油田、胜利油田等大型稠油油藏。主要开展蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、火驱等核心稠油开发技术的研究，整个过程具有高投资、高收益的特征。W油田是中石油在乍得负责的小型稠油油藏，从投入产出方面考虑，大型增产技术的实施可能性几乎为零，无法借鉴大型油藏增产措施的实施。

国内稠油油藏产液量的优化，主要通过参考常规油藏的配产数据或者数模技术，如李传亮教授的《重18井区浅层特稠油水平井蒸汽吞吐参数研究》等，且大部分研究来自大型的稠油油藏，单井液量的影响对油藏的开发效果影响较小。

图1 低部位油井边水突进

W1油藏属于小型稠油油藏，边水丰富；实际生产数据显示，部分油井投产后迅速水淹，部分油井仍具有较长的无水采油期(如图1)，位于低部位A1井投产后很快见水，无水采油期13天；其他井投产7个月以后，仍处于无水采油期。经研究发现，A1井地层渗透率754 md，低部位的高渗透率造成边水突进。对这种低部位近水油井，需考虑特殊物性进行合理配产。传统的单井配产方法，主要考虑单井钻遇的有效地层厚度，忽略钻遇地层物性特征的差异，无法满足国外项目的高标准、严要求。

动静结合开展适应油藏特殊性的配产方法，建立主力层系NmⅡ-1小层精细地质模型，水体体积为含油面积的5倍；取低部位典型井A1，开展小型稠油边水油藏合理单井产液量研究。

当主力油层NmⅡ-1层的渗透率分别为450 md和20 md时，对单井A1井进行提液模拟，累产油如图2所示，结果显示：随着单井日产液量的增加，累产油出现先增加后降低的现象；即：单井液量低于合理单井产液量的情况下，提液为有效的增产方式；而当单井液量高于合理单井产液量时，提液不仅造成设备浪费，且引起产量下降，直接造成经济损失，因此合理、准确地计算稠油油藏的合理产液量尤为重要。且对中高渗稠油油藏的影响大于对低渗透率油藏的影响。

图2 渗透率与累产油的关系

对渗透率分别为20 md、50 md、75 md、100 md、250 md、350 md、450 md、700 md时，对A1实施提液措施模拟，累产油曲线如图3所示，得到不同渗透率下，单井合理液量如表1；对不同渗透率与单井合理液量进行回归，发现单井合理产液量与渗透率具有非常好的相关性，如图4，得到该油藏理想条件下，渗透与合理液量的相关公式，如下：

y=0.682 1ln(x)-0.247 8

(1)

R2= 0.997 7