南海东部海相砂岩油藏开发井网适应性定量评价

2023-11-25闫正和

石油地质与工程 2023年6期

徐伟,缪云,闫正和,李伟

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东深圳 518067)

井网适应性评价是油田开发方案设计中的重要环节,完善的开发井网可以助力油藏驱替体系,充分发挥其功能,实现较好的驱替效果[1-3]。前人曾通过数学模型、数值模拟、灰色关联法等方法确定评价参数,或者基于油田生产动态和井网密度、井网与砂体等关系进行井网评价[4-6]。目前研究均以陆上油田为主,对于海上油田的井网适应性鲜有涉及。科研人员也利用谢尔卡乔夫公式确定分层系开发油藏、注水开发油藏,以及海上稠油油藏的井网加密潜力[7-9],从相关应用情况来看,谢尔卡乔夫公式与油藏地质特征有关联。目前对于谢尔卡乔夫公式在海相砂岩油藏上的应用并没有相关修正方法的研究,前人曾利用实验开展多层稠油油藏干扰系数,或建立数学模型分析层间动态干扰情况[10-12],但对于同一层内的井间干扰分析涉及较少。部分学者基于甲乙丙丁4种水驱特征曲线开展水驱动用储量推导[13-14],但在水驱曲线使用中需要用到常数值,该常数在不同油田存在差异,常见的是7.5,但该数值在海上油田没有统一标准,因此该方法具有一定的局限性。

目前,海相砂岩油藏在南海东部油田中占据主导地位,产量贡献大,但海相砂岩油藏井网适应性研究成果较少[15],因此,对其井网进行适应性评价意义重大。

1 井网加密潜力评价

海上油田生产实践表明,通过部署加密调整井挖潜,可以提高油藏波及程度,进而提高油田采收率。因此,对井网进行加密潜力评价非常重要,谢尔卡乔夫方法为行业内常用的油藏工程方法。

1.1 谢尔卡乔夫公式校正

谢尔卡乔夫公式是从前苏联时期引入的计算井网密度与油藏采收率关系的著名公式,其公式为:

(1)

式中:ER为油藏采收率,%;Ed为驱油效率,%;a为井网密度校正系数;S为井网密度,口/km2。

经过长期实践,石油专家基于地层流动系数划分将谢尔卡乔夫公式表征成具体形式,如表1所示[16],其中的常数项表示洗油效率,e的指数次方计算的是井网波及系数,井网密度愈大,波及系数越高。

表1 不同地层流动系数下的谢尔卡乔夫公式

实践表明,上述陆上油田常用的公式在南海东部油田并不适用。考虑南海东部海相砂岩油藏实际开发情况,以不同黏度区间的驱油效率室内实验结果为基础来确定驱油效率,如表2所示,可以看出,当驱替倍数由30 PV增加至2 000 PV,水驱油效率可增加9.3%～21.8%。生产实践及相关研究表明,水驱油孔隙体积倍数选用2 000 PV比较符合实际地层中高倍数驱替情况[17-18],因此,2 000 PV下的驱油效率被认为是极限驱油效率,这为海相砂岩油藏大液量挖潜提供了理论基础。

表2 不同黏度区间的驱油效率室内实验结果

对于实际油藏,地层原油黏度小于20 mPa·s的油藏极限驱油效率取值85.5%,地层原油黏度大于100 mPa·s的油藏极限驱油效率取值78.8%,地层原油黏度在20～100 mPa·s的油藏极限驱油效率取值82.4%。原油黏度越小,即油水黏度比越小,越接近活塞驱,极限驱油效率越高;反之,原油黏度越大,即油水黏度比越大,越容易发生非均匀驱替,驱油效率则越低[19]。

对某个典型海相砂岩油藏的实际数据、原始谢尔卡乔夫公式曲线及校正后的谢尔卡乔夫公式曲线进行对比,如图1所示,可以看出,校正后的谢尔卡乔夫与实际数据相关性强,更符合南海东部油田实际情况。

图1 典型油藏井网密度与采收率的关系

1.2 井网加密潜力评价应用

当得到目标油藏校正后的谢尔卡乔夫公式和曲线后,可利用该曲线开展油藏加密潜力评价,在评价之前需要基于经济因素明确单井加密的累产油标准。井网加密过程中需要考虑的经济因素包括钻完井投资、油藏研究费、平台生产准备费、平台操作费等费用支出,以及原油销售等收益。极限情况下,原油获取的收益等于所有费用支出之和,根据收支平衡原理,通过公式(2)可以计算加密调整井的最低产油界限。

(2)

式中:Np为调整井最低产油界限,104m3/口;Pwell为单口井钻完井投资,万元/口;n为实施的调整井井数,口;Preservoir为油藏研究费,万元;Ppre为平台生产准备费,万元;Prun为平台操作费,万元/年;Year为调整井生产年限,年;Price为原油售价,元/m3。对南海东部典型油藏相关参数进行计算,得到加密调整井单井最低累计产油量为5×104m3。

根据A1油藏校正后的谢尔卡乔夫曲线,具体说明井网加密潜力评价的过程,如图2所示,目前井网密度是28口/km2,采收率22%。

图2 A1油藏谢尔卡乔夫曲线

①如果再增加1口井,井网密度由28口/km2上升至35口/km2,采收率增加2%,平均单井增油8×104m3,根据加密调整井界限判断可以加密。

②如果增加2口井,井网密度由28口/km2上升至42口/km2,采收率增加4%,平均单井增油7×104m3,根据加密调整井界限判断可以加密。

③如果增加3口井,井网密度由28口/km2上升至50口/km2,采收率增加5%,平均单井增油6×104m3,根据加密调整井界限判断可以加密。

④如果增加4口井,井网密度由28口/km2上升到57口/km2,采收率增加6%,单井增油5×104m3,根据加密调整井界限判断可以加密。

⑤如果增加5口井,井网密度由28口/km2上升到64口/km2,采收率增加7%,单井增油4.8×104m3,以5万方为界限确定潜力,则不可以加密。

综合以上分析,评价A1油藏目前井网不完善,可以再加密4口井,提高采收率6%。

2 井网干扰评价

南海东部油田大多采用天然能量开发,井间干扰是一个重要的井网完善性评价指标,通过采用油藏和单井甲型水驱特征曲线来评价井间干扰程度。

2.1 井间干扰评价方法

利用油藏累产油和累产水绘制水驱特征曲线,分析得到油藏水驱控制储量,其见式为:

(3)

式中:WpRes为油藏累计产水量,104m3;A为甲型水驱曲线截距;BRes为甲型水驱曲线斜率;NpRes为油藏累计产油量,104m3;NRes为油藏水驱控制储量,104m3。

利用单井累产油和累产水绘制单井水驱特征曲线,分析得到单井水驱控制储量,其公式为:

(4)

式中:Wpwell-i为生产井i累计产水量,104m3;Awell-i为生产井i甲型水驱曲线截距;Bwell-i为生产井i甲型水驱曲线斜率;Npwell-i为生产井i累计产油量,104m3;Nwell-i为生产井i水驱控制储量,104m3;Ntotal为n口生产井水驱控制储量之和,104m3。

如果相邻生产井之间存在干扰,则单井逐项累计计算得到的油藏水驱控制储量应大于直接采用油藏甲型水驱曲线计算得到的水驱控制储量,如果井间不存在干扰,则用两种方法计算得到的水驱控制储量基本是一致的。基于上述原理,建立了井网控制储量干扰度R概念,定义为单井水驱控制储量之和与油藏水驱控制储量比值,见公式(5)。

(5)

基于生产实践确定评价标准为:若R∈[1.1,∞),表明井间存在明显干扰,井网控油能力有叠合;若R∈[0,0.9],目表明前井网还有部分储量控制不全;若R∈[0.9,1.1],表明井网的潜力发挥理想。

2.2 井网干扰评价应用

以A2油藏为例,基于油藏实际生产数据,绘制油藏的甲型水驱曲线,如图3所示,油藏水驱曲线斜率为0.010 8。

图3 A2油藏甲型水驱特征曲线

A2油藏共有6口生产井,分别绘制6口单井的甲型水驱曲线,如图4所示,单井水驱曲线斜率范围为0.056 9～0.186 0,具体数值见表3。

图4 A2油藏生产井的甲型水驱曲线

表3 单井的水驱曲线斜率

基于公式(5)计算得到井网干扰度为0.793,根据评价标准判断油藏为储量控制不全,井网不适应,可以进行加密调整。

2.3 干扰系数影响因素分析

分析南海东部油藏井网的干扰系数与油藏类型、地层原油黏度等参数之间的关系,如图5所示,可以看出,底水油藏和边水油藏分布上有差别。边水油藏单井水驱波及范围相对较大,平均井网干扰系数1.26;底水油藏单井水驱波及范围相对较小,平均井网干扰系数1.09,边水油藏井网干扰程度大于底水油藏。

图5 南海东部海相砂岩油藏井网干扰系数分布

从井网干扰系数与地层原油黏度的关系可以看出,高黏度油藏干扰系数明显小于1,而低黏度油藏干扰系数大部分大于1。稠油油藏油水黏度比大,易出现驱替不均匀现象,造成单井水驱波及范围有限,因此,稠油油藏以井网不完善、储量控制不全为主,需要加密井网控制储量;稀油油藏油水黏度比小,驱替相对均匀,单井水驱波及范围较大,因此,稀油油藏易出现井间干扰,应该合理部署井网,确定合理井距(图6)。

图6 井网干扰系数与地层原油黏度关系

3 油藏水驱动用储量评价

甲型水驱特征曲线中用到的常数值在不同油田存在差异,在海上油田也没有统一标准,为了评价水驱控制储量,结合油藏的压力监测资料,采用物质平衡方法来确定水驱控制储量。

3.1 物质平衡方法评价原理

边底水油藏水驱开发时,可以得到物质平衡公式(6):

(6)

式中:Np为油藏累计产油量,104m3;Wp为累计产水量,104m3;Boi为原油原始体计系数;Ct为油藏综合压缩系数,MPa-1;△P是地层压降,MPa;N为油藏水驱地质储量,104m3;We为油藏累计水侵量,104m3。

南海东部海相砂岩油藏天然能量充足,可以视为稳定水驱状况,此时水侵量可以用公式(7)计算,利用油藏的压力监测资料,可以分段计算出油藏的累计水侵量。

(7)

式中:K2为水侵系数,104m3/(MPa·d);△Pi是ti时刻原始地层压力与目前地层压力的差值,MPa;△ti是地层压力监测阶段代表的时间,d。

将水侵量计算公式带入物质平衡方程中,可以得到公式(8):

(8)

通过公式(8)作油藏累产液量与水侵量的直线关系,直线段斜率是水侵系数K2,截距为水驱动用储量N。

3.2 水驱控制储量评价应用

以A3油藏为例,基于该油藏年度压力监测资料和生产数据,按照公式(8)进行计算并绘图,如图7所示,可以看出,累计产液量与水侵量具有明显线性关系,回归得到直线段的截距水驱动用储量为189.94×104m3,斜率是稳态水驱的水侵系数为0.431 5×104m3/(MPa·d)。

图7 A3油藏水驱动用储量曲线

引入水驱动用储量差异百分数λ,其定义是物质平衡核实的水驱动用储量与原有地质储量的比值,见公式(9)。

(9)

式中:Nprod为物质平衡核实的水驱动用储量,104m3;N0为原有地质储量,104m3。

如果λ≥-10%,则定义为储量动用完善;如果λ<-10%,则定义为储量动用不完善。按照这个标准,A3油藏核实水驱动用储量189.94×104m3,标定地质储量250×104m3,计算λ值为-24%,评价为储量动用不完善。

4 井网开采效果评价

由于油藏特征千差万别,开发条件也有局限性,没有完全适用的统一的评价标准。本着具体问题具体分析的原则,在南海东部海域的各个油藏建立开发效果自身对比体系,以明确各个油藏的开采状况。

根据生产实践,提出平均采油速度、采油速度极大值、油藏采出程度三个指标,分别代表油藏开发过程中的平均值、瞬时值和总体水平,可以有效表征一个油藏的开发状况。

对南海东部海相砂岩油藏的三个评价指标统计分析,并按照边水、底水、稀油、稠油等类型进行分类,分别得到稠油底水、稠油边水、稀油底水、稀油边水等四种油藏类型的三个评价指标平均值进行综合评价,根据平均值的水平上下浮动10%为中等水平,超过这个区间效果为好,低于这个区间的效果为差,如表4所示。同时,根据开发经验,明确三个评价指标中如果存在2个好评和1个中评及以上,定义为“I类开发状况”;如果在1个好评和2个差评及以下,定义为“Ⅲ类开发状况”; 如果在1个好评+1个中评+1个差评到3个中评之间,定义为“Ⅱ类开发状况”。