渤海不同黏度油藏水驱开发特征研究

2021-09-16岳宝林石鸿福

非常规油气 2021年4期

岳宝林，刘斌，石鸿福，解婷，张伟

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引言

与陆地油田的边开发边认识模式不同，海上油田开发在完成储量规模认识与产量指标预测后，要一次性完成开发平台的投建工作。伴随着开发的进行，不同油田地质油藏能力与地面工程处理能力的矛盾日益突显。产液能力强、开发寿命长的油藏面临着平台需要扩建改造问题;产液能力弱、开发寿命短的油藏面临着设计冗余、初期投资浪费问题。因此，亟待研究不同黏度油藏不同的开发动态规律特征。

1 不同黏度油藏开发概况

渤海矿区开发实践中总结出在以高渗储层(渗透率＞500 mD)为主的油藏条件下，对油层黏度＜450 mPa·s的油藏可以采用常规水驱开采的动用策略[1-7]。不同黏度油藏呈现不同的开发规律，与平台设计存在不同的匹配程度。以渤海矿区某32-2、某1-1、某19-3、某17-2油田4个典型油藏为例，其中某1-1、某19-3油田呈现渤海矿区典型的主力油藏特征，地层原油黏度分别为129 mP·s，34 mP·s，高含水期液处理能力为初期产能的3～4倍，开发寿命预测25年，目前总结与平台设计寿命基本匹配，但伴随着原油黏度的上下变化，油藏开发动态与平台设计呈现不同的矛盾:

1)某32-2油田地层原油黏度为439 mP·s，油水黏度比大，投产后含水突升，一方面随着含水上升，油井提液潜力大而平台液处理能力已到瓶颈;另一方面开发寿命短，以常规25年来设计的平台寿命存在一定冗余。

2)某17-2油田地层原油黏度为3 mP·s，油水黏度比低，投产后含水上升慢，一方面油井提液能力差，平台液处理能力存在一定冗余;另一方面开发寿命长，预测30年，平台后期需要改造加固。

2 水驱开发动态研究

油藏整体的动态数据由所有单井的指标叠加而成，在油藏动态分析工作中发现，同一类型油藏不同的油井投产顺序呈现出不同的开发特征。例如油井逐次投产的油藏与一次性投产的油藏相比较，受新井对增油降水的影响，逐次投产的油藏呈现出更好的开发特征，但实际上最终开发效果基本相同。为了规避此类情况对开发特征研究的噪音影响，该文基于油藏单井的平均动态数据对开发特征进行提炼。

2.1 单井产液量与含水关系特征研究

横坐标为含水时，将所有单井月产液、产油量与含水的关系处理到一张图版上，如图1所示，以5%的含水为间隔，将单井所有数据分为20个区间，每个区间分别求取平均含水率与产液、产油量，得到反映油藏单井平均特征的产液、产油曲线。

图1 油田单井产液量曲线、产油量曲线图Fig.1 Oil field single well fluid production curve and oil production curve

应用单井平均特征曲线提取方法完成不同黏度油藏无因次采液指数曲线编制，渤海矿区绝大多数水驱开发主力油田已进入高采出、高含水的“双高期”阶段。伴随着油田开发过程中含水率的升高，油田稳产难度越来越高。保持地层压力的条件下，需要不断提高产液量来保持稳产。不同油田受到不同地质条件、油品性质的影响，呈现不同的液量变化规律[8-15]。如图2所示，中、低含水阶段单井产液量基本平稳，进入高含水阶段(60%～90%)随着含水的上升，单井产液量上升且上升幅度逐渐加快。对比不同黏度无因次采液指数曲线，地层原油黏度越高，伴随着含水的上升流动改善效果越明显，采液指数上升幅度越高，在特高含水阶段(＞90%)稀油单井产液量能达到初期产液量的1.5～3.5倍;稠油单井产液量则能达到初期产液量的4.5～6.5倍。

图2 不同黏度油藏无因次采液指数曲线Fig.2 Dimensionless production index curve for different viscosity reservoirs

结合不同黏度油藏各含水阶段液量增长幅度和下泵实践研究(如图3所示)，低、中含水阶段(＜60%)依据调频操作可满足提液需求，进入高、特高含水阶段(＞60%)，稀油油藏可通过调频+换大泵的方式满足提液需求;稠油油藏油水黏度比高，液量增长幅度大，则主要通过更换大泵[16]满足提液需求，平台液处理能力设计要预留该类油藏提液空间。

图3 不同含水率对应下泵排量曲线Fig.3 Pump displacement statistics for different water content

2.2 单井产油量与含水关系特征研究

应用单井平均特征曲线提取方法完成不同黏度油藏无因次采液指数曲线编制，如图4所示。稠油油藏开发水突进严重，低含水阶段(0%～20%)，伴随着含水上升，产油量快速下降;中含水阶段(20%～60%)，提液幅度弥补了含水上升的影响，产油量小幅上升;高、特高含水阶段(60%～90%，＞90%)产油量下降幅度逐渐加快。该类油藏大部分可采储量是在中高含水期采出的，为保持油田的相对稳产，对该类油藏后期提液提出了更高要求，开发过程中应结合检泵、变频等方案逐步提高液量，可有效缓解油田递减[17-18]。稀油油藏伴随着含水上升，提高液量对增油的影响逐渐减小，采油指数下降速度逐渐加快，为了保持较高的采油速度，要提液与控水并重，尽量延长中、低含水开发阶段。

图4 不同黏度油藏无因次采油指数曲线Fig.4 Dimensionless oil recovery index curve for different viscosity reservoirs

2.3 单井含水率随时间关系特征研究

当横坐标为时间时，将所有单井投产日期拉齐到同一时间原点(如图5所示)，按月完成单井含水随时间变化的图版绘制，求取每个时间节点上的平均含水率，得到反映油藏单井平均特征的含水曲线。

图5 油田单井含水率曲线Fig.5 Oil field single well water cut curve

应用单井平均特征曲线提取方法完成不同黏度油藏含水率曲线编制，如图6所示。地层原油黏度越高，含水上升速度越快。以某32-2油藏为例，投产1年半即进入高含水阶段(含水＞60%)，3年即进入特高含水阶段(含水＞90%)。针对此类稠油油藏含水上升速度快，单井开发周期短的特征，可考虑少井槽、多轮次的开发方式，一轮次开发单井产量低于经济界限后，采用侧钻、上返[19]等方式延长油藏开发周期。

图6 不同黏度油藏单井含水率随时间变化曲线Fig.6 Water cut of single well over time curve for different viscosity reservoirs

伴随着油田地层黏度的降低，含水率曲线由凸型特征向S型曲线过渡。应用含水率模型如Logistic曲线可以在含水率实际数据的基础上实现曲线的拟合与预测，结合无因次采液指数(含水率与采液指数关系)、无因次采油指数(含水率与采油指数关系)，可实现类似油田的全寿命指标预测。稀油油藏平台设计寿命常规选取25～30年，稠油水驱油藏采收率低，经济开发周期短，平台设计寿命可适当降低至10～15年，有效降低初期投资成本。

2.4 单井累积液油比与累积产油关系特征研究

当横坐标为累积产油量时，将所有单井投产日期拉齐到同一时间原点(如图7所示)，完成每口单井累积液油比与累积产油量的图版绘制，以每累积0.2×104m3产油量为节点，求取每个节点上的平均累积液油比，得到反映油藏单井平均特征的丙氏水驱曲线。

图7 油田单井丙氏曲线图Fig.7 Oilfield single well C curve diagram

应用单井平均特征曲线提取方法完成不同黏度油藏丙氏曲线编制，如图8所示。单井可采储量主要受储层厚度、流体性质影响，为单因素表征地层原油黏度的影响，横坐标应用单位厚度累积产液进行研究，应用丙氏曲线[20]可计算不同黏度水驱油藏单井单位厚度可采储量，伴随着地层黏度的变化，单位厚度单井可采储量为(0.32～0.46)×104m3/m。海上油田基于经济评价界限要满足(8～10)×104m3的单井可采储量，应用该成果可初步估算同类油藏的可采储量，计算采收率，水驱油藏伴随着地层黏度升高，采收率从37.6%降低至13.5%。