南海东部高含水期油田提液定量化研究

2023-08-04李清泉陈三君高晓飞李凡于磊邓孟博

石化技术 2023年7期

李清泉陈三君高晓飞李凡于磊邓孟博

1. 中海石油（中国）有限公司深圳分公司广东深圳 518000

2. 荆州学院能源学院湖北荆州 434000

长期以来提液措施在国内外油田的开发中都有广泛的应用，总结前人对提液的研究，主要有3种方法：1）静态岩性资料法[1]。通过岩心、测井等静态法获取无因次采油和采液指数，进而确定最佳提液时机。该做法由于没有考虑单井的实际生产情况所以存在一定片面性，且属于定性分析。2）数值模拟法[2-3]。该方法极大地依赖于模型的准确性，参数多且复杂，不确定性大。3）水驱曲线法[4-12]。目前国内很多学者进行过研究，其中比较多的是采用甲型水驱曲线拟合，以及广式水驱拟合，虽然理论较成熟，但是对于拟合参数的选取范围以及提液幅度没有定量的研究。在对特定油田进行提液实践分析的基础上，本文结合广式水驱拟合法，进行了提液定量化研究。

1 油田概况

XX油田是一个在主断层控制下的新近系逆牵引背斜构造，构造比较完整，在油田主体部位未发现断层。圈闭面积小，构造幅度低，顶部比较平缓。属于上三角洲平原—三角洲前缘沉积。

油田储层物性较好，平均孔隙度19.1%，平均渗透率435.6mD。油藏埋深-2005.5～-2783.0m，原始地层压力25.55～28.05MPa，油层温度100.87～107.55℃，属正常温压系统；地面原油密度0.819～0.856g/cm3，地层原油黏度1.63～3.02mPa.s。XX油田原油性质好，具有低比重、低黏度、饱和压力低和地饱压差大等特点，油田天然能量充足，为海相砂岩油藏，具备提液增产基础。

文章结合广式水驱拟合法对无提液瓶颈（设施设备、生产流程等无限制）的提液潜力井进行研究。

2 提液控制参数研究

根据研究[5]无因次采液指数与含水率关系可以分为4种（如图1所示）。

图1 无因次采液指数的几种形态图

类型1的无因次采液指数先降后升，最后大于1；类型2的无因次采液指数一直大于1；类型3和类型4的无因次采液指数一直小于1。这4种类型中，类型1和类型2具备提液增油潜力，而类型3和类型4不具备提液增油潜力。

下面介绍广式水驱拟合法，并以生产井实际生产数据为基础进行单井提液控制参数的推算。

2.1 广式水驱拟合法原理

影响油井相渗曲线以及相应无因次采油、采液指数曲线特征的主要因素有油相指数no、水相指数nw和水油流度比M等。广式水驱拟合法通过油井累计产油、累计产水数据来寻找NP与N2p /Wqp的关系，从而得到油井的可采储量NR以及相关参数a、q、no、nw、M。广式水驱曲线表现形式为[6]：

其中参数q与水、油相指数及水油流度比存在下列关系：

式中：NP—累计产油量，104m3；NR—可采储量，104m3；WP—累计产水，104m3；a，q—常数；no—油相指数；nw—水相指数；M—水油流度比。

对实际生产数据进行广式水驱拟合后可得到各井相应的水相指数及油相指数，根据动态油水相对渗透率计算公式，可得不同含水率下的无因次产液指数，从而判断相应的提液时机。

式中：Kro—油相相对渗透率，无量纲；Krw—水相相对渗透率，无量纲；Swd—含水饱和度，小数；Kro(Swi)—束缚水饱和度下的油相相对渗透率，无量纲；Krw(Sor)—残余油饱和度下的水相相对渗透率，无量纲。

2.2 广式水驱拟合参数质控

根据水油流度比定义式（式6），在油黏度μo、水黏度μw、油体积系数Bo、水体积系数Bw以及拟合所得水油流度比M的情况下，设定Kro(Swi)=1，可以反求Krw(Sor)，而Krw(Sor)是大于0小于等于1的，所以结合式（3）可以得到拟合参数a、q应当满足的条件（式7）。

2.3 广式水驱拟合法应用效果

A4H井所在的H4B油藏是一个边水油藏，油层垂厚为4～6m，渗透率1056.27mD，天然能量充足，原油黏度2.2mPa·s，地层水黏度为1.01 mPa·s。

选取A4H井含水率与累产油关系稳定阶段进行广式水驱拟合（图2、图3）

图2 A4H含水与累产油关系曲线

通过拟合得到多组符合条件的水驱动储量NR以及相关参数a、q、no、nw、M，根据本文介绍的方法，参考该井数模法、甲型水驱法可采储量NR，以及M值的合理范围，得出合理的广式水驱曲线参数：可采储量NR为30.24×104m3（与数模法误差0.8%，与甲型水驱法误差-4.7%），剩余可采储量9.49×104m3，a值为0.63，q值为0.90，水相指数nw为1.22，油相指数no为2.11，M值为1.99。相应的无因次采液指数与含水率关系曲线如图4所示，其中标注点即为当前含水阶段对应点，无因次采液指数类型属于图1中的类型1，适合进行提液。