海上特高含水期油藏提液增油方案设计研究

路 颖 宋刚祥 马 恋 石美雪

中海石油(中国)有限公司上海分公司, 上海 200030

0 前言

P油田位于东海陆架盆地西湖凹陷P构造带中部,主要含油层位是渐新统花港组,孔隙度分布范围为14.5%～28.6%,平均20.5%;渗透率分布范围为8.0～414.0 mD,平均52.0 mD,属于中孔、中渗储层。P油田花港组油藏储层物性好,水体规模大,能量足,依靠天然能量开发,截至目前已生产24 a,采出程度达到41%,综合含水96%,处于特高含水阶段。

海上油田开发成本高,平台寿命有限,为实现经济年限内采出程度最高,提高纵向上油层动用程度并减缓层间干扰,提液是海上油藏高含水期最重要的稳产手段。根据油藏流体及储层物性特点,通过多参数自动优化拟合,建立Np与/Wqp的关系,形成P油田广适水驱曲线特征公式[1]。通过调整特征参数,建立无因次采液指数图版,根据无因次采液指数与含水率关系曲线形态筛选提液层位及提液井,本方法仅需生产资料即可判断油井能否提液,与传统相渗判断法相比,具有简单实用、判断准确的特点。

常见提液时机及提液幅度研究多基于油藏工程方法[2-5]或油藏数值模拟[6-8]等,该类方法均基于探井实际相渗测试资料,不能与实际生产相结合且无法准确预测提液量。针对此问题,从不同含水率阶段入手,提出以单井全寿命生产动态为基础,通过含水率与含水上升率及无因次采液指数的关系确定提液最佳时机及提液幅度[9-14],由传统粗放式的提液方法转变为基于单井的精细化提液方式。

1 提液可行性

1.1 提液方案研究

海上油田开发存在内在的客观自然规律。基于单井全寿命生产动态数据提出广适水驱曲线法研究无因次采液指数变化规律,建立含水率与采出程度关系图版研究含水率上升规律。

广适水驱曲线[15-20]主要是利用油井累产油Np、累产水Wp数据,通过多参数自动优化拟合的方法,来寻找Np与/Wqp的关系,以此确定油井的可动油储量(极限可采)NR,水驱特征参数a、q,油相指数no,水相指数nw,水油流度比M,再对累产水、含水率进行拟合来调整各参数。

Np=NR

(1)

(2)

(3)

油井对应某一含水率时的采液指数与含水率为0时的采液指数之比为无因次采液指数。无因次采液指数与含水率的关系式为:

J(fw

(4)

代入含水率的表达式,且不考虑开发过程中油层绝对渗透率的变化,则可将无因次采液指数进一步表示为:

J=K(Sw)+K(Sw

(5)

根据式(4)～(5)绘制曲线。当无因次采液指数为1时,将无因次采液指数与含水率关系分为4种类型,见图1。

图1 无因次采液指数与含水率关系曲线图

1.2 提液层位筛选

花港组油藏划分为8个砂层组(H1～H8),主力层为H2、H3、H6、H7砂层组。利用广适水驱曲线研究得出各层无因次采液指数。以H2层为例,选取稳定水驱阶段的生产数据,拟合广适水驱曲线得到关系式,见图2。

图2 H2层广适水驱曲线定量表征图

图3 H2层累积产水量与平均含水率拟合曲线图

Np

(6)

利用广适水驱曲线模型计算得到H2层的无因次采液指数曲线,见图4。H2层无因次采液指数先降后升属于B型曲线,含水率为64%时无因次采液指数为1。运用同样的方法,得出其他层的无因次采液指数曲线。无因次采液指数随含水率的增加而升高,见图5。

图4 H2层无因次采液指数与含水量关系图

通过计算,H3层、H6层、H7层、H8层无因次采液指数属于C型,H5层无因次采液指数属于D型,以上储层均不适合提液。只有H2层、H4层储层无因次采液指数属于B型,适合提液。

2 确定提液时机

2.1 采液指数变化规律

P油田各层无因次采油指数曲线见图6。由图6可知,无因次采油指数随含水率的增加而下降。水油流度比越大无因次采油指数随含水率下降幅度越缓,反之越陡;水油流度比是影响无因次采液指数的主要因素;当M>10时,无因次采液指数先下降后上升并>1.0;当1

图6 P油田各层无因次采油指数曲线图

2.2 含水上升规律

油藏含水上升规律一般分为四种基本模式:厂型、凸型、凹型、S型。通过统计P油田各油藏含水率与采出程度的关系,建立了3种含水上升规律曲线,即以H4油层为典型的厂型,以H2油层为代表的凸型,和以H5油层为代表的S型,见图7。

图7 P油田各层含水上升曲线图

不同含水上升规律油藏具有不同的生产特征,厂型曲线反映油藏见水早、无水采油期短,大部分产量在高含水期(75%)以后采出;凸型曲线反映油藏见水较早、无水采油期短(4个月左右),大部分产量在中高含水期产出(含水75%之前);而S型曲线反映油藏见水晚、无水采油期较长(一般6～9个月),大部分产量在中低含水期采出。

2.3 提液时机

以H2层为例研究提液时机,利用广适水驱曲线模型得到H2层可动油储量采出程度与含水率、含水上升率与含水率预测关系曲线,分别见图8、图9。

图8 H2层含水率与采出程度关系图

图9 H2层油藏含水上升率与含水率关系图

由图8～9可见,随着可动用储量采出程度的增大,含水率变化幅度较小,含水上升率不断减小,说明开发后期油藏含水率变化幅度变小。

由图9可知,当含水率为41%时,含水上升率达到峰值为3.4%,此时可动用储量采出程度23%。含水率超过41%之后H2层油藏进入含水上升率的下降阶段,提液生产不会造成综合含水的快速上升。

综上所述,H2层油藏含水率超过41%之后提液有明显增油效果,含水率达80%之后无因次采液指数迅速上升,产液能力大幅提升,是油藏大规模提液的最佳时机。

3 实例应用

现场于2019年开始对生产H2层、H4层的6口井A2、A3、A4、AA7、A9、A11进行提液生产,6口井合计提液1 000 m3,3 a累计增油8.53×104m3,提高P油田采收率约5%,增产效果显著,每口井具体提液量见表1。实践表明,基于广适水驱曲线的提液技术可推广应用于高含水油藏。

表1 油藏提液幅度及增油效果表

4 结论

1)以单井生产动态数据为基础,提出基于广适水驱曲线筛选提液层位及提液井、根据含水率与含水上升率及无因次采液指数的关系快速便捷的判断提液时机的新方法,由粗放式的提液设计转变为基于单井的精细化提液设计。

2)通过对特高含水期P油田进行提液方案设计,增油控水效果显著,表明提液时机选择合理,本文提出的产液结构调整方法有效,有助于海上油田的高效开发。