黃軍立，李鋒，閆正和張偉，馮沙沙

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518054)

海相砂巖稠油油藏產液結構優(yōu)化研究

黃軍立，李鋒，閆正和張偉，馮沙沙

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518054)

番禺油田上部油藏屬于海相砂巖稠油油藏，下部油藏屬于海相砂巖稀油油藏，早期開發(fā)策略為開采下部的稀油油藏為主、兼顧上部稠油油藏。隨著地質油藏認識的不斷更新，油田儲量規(guī)模的不斷增大，實施了以開發(fā)上部稠油油藏為主的調整項目。針對調整項目實施完畢后，稠油油藏開采井數大幅增加，單井液量、含水上升快，FPSO(浮式生產儲油卸油裝置)油處理能力、海管混輸能力一定程度受限等問題，綜合考慮油藏、井筒、地面設施之間的制約關系，提出了地質油藏特點認識—動態(tài)分析—動態(tài)指標預測—管網一體化研究—產液結構優(yōu)化方案—近期措施建議—實施效果評價的一體化研究流程，對稠油油藏在生產水平井進行了產液結構優(yōu)化研究，找到了油藏提液的潛力，得到了油藏合理的提液時機(含水率80%左右)及幅度(20%左右)，通過多方法、多因素相結合系統(tǒng)的研究，優(yōu)化了油田及單井的生產方案，跟蹤評價近期實施方案取得了較好的提液效果。

海相砂巖油藏；稠油油藏；產液結構；一體化研究；番禺油田

南海東部海域油田以海相砂巖為主，具有儲層連續(xù)性好、地層原油黏度低、天然水體能量充足等特點，采用天然水驅方式高速開發(fā)[1]。由于該海域油田海水較深，開發(fā)成本高，單井控制儲量較大，主要采用水平井單采或者定向井合采，形成了高速高效開發(fā)的模式，取得了較好的開發(fā)效果，大部分油田水驅采收率達到40%～70%。隨著油田深入開發(fā)的進行，如何開采好在珠江口海相砂巖淺層發(fā)育的一些稠油油藏，對全面提高油田采收率、實現高速開采的產量接替具有十分重要的作用。該地區(qū)稠油油藏主要分布在番禺油田，早期開發(fā)策略為開采下部的稀油油藏為主、兼顧上部稠油油藏。隨著地質油藏認識的不斷更新、油田儲量規(guī)模的不斷增大，實施了以開發(fā)上部稠油油藏為主的調整項目。調整項目實施的井大部分位于上部稠油油藏，這些生產井都是水平井，含水上升快、生產壓差小，大部分有提液空間。而從油田設施處理能力來看，主要受FPSO(浮式生產儲油卸油裝置)油處理能力、海管混輸能力一定程度的限制，綜合考慮油藏、井筒、地面設施之間的制約關系，提出了地質油藏特點認識—動態(tài)分析—動態(tài)指標預測—管網一體化研究—產液結構優(yōu)化方案—近期措施建議—實施效果評價的一體化研究流程(圖1)，對番禺油田稠油油藏在生產水平井進行了產液結構優(yōu)化研究。

以番禺4-2油田儲量最大、生產井數最多的稠油油藏RE16.20為例，結合產液結構優(yōu)化流程進行一體化研究。

1 地質油藏特點認識

RE16.20油藏為平面上發(fā)育的水下分流河道、河道側翼和河口壩3種沉積微相，物源方向為北東。主要發(fā)育2條分支河道，在A20H井區(qū)有明顯的近北東向的相變帶，平均厚度38.8m。平均孔隙度為27.9%，平均滲透率為2560.3mD，為高孔隙度、特高滲透率儲層。含油面積5.21km2，地下原油黏度46.8mPa·s，探明地質儲量827.58×104m3。

圖1 一體化產液結構優(yōu)化研究流程圖

2 動態(tài)分析及指標預測

2.1 動態(tài)分析

RE16.20油藏共8口水平生產井，其中7口在生產。從累計產油與含水率的關系可以分為3類，B08H井、B28H井、B26H井屬于第3類(過渡型凸線)；A19H井、B02H井屬于第2類(凸型)；A10H1井、B24H井、B27H井屬于第1類(廠型)。分類型對該油藏所有生產井歷史提液進行分析，所有井主要經歷2～3個大的提液階段；前1～2個階段提液處在含水率小于90%，平均提液幅度在30%～50%左右，取得了較好的提液增油效果；第2～3個及以后階段提液處在含水率大于90%，平均提液幅度在10%～30%左右，取得了減緩遞減的效果。

2.2 指標預測

2.2.1 單井水驅可采儲量計算

運用廣適水驅特征曲線法[2]、甲型水驅特征曲線法及數值模擬法等相結合的方法確定單井剩余可采儲量(表1)，找到油藏下步可提液的潛力。

表1 單井剩余可采儲量預測表

2.2.2 單井提液能力、幅度計算

在單井剩余可采儲量、無量綱采液指數預測的基礎，進行單井提液幅度計算[3]，保持該油藏目前液量不變的原則下，預測1年，確定單井提液/降液倍數，A10H井為11.04,B02H井為1.04,B08H井為1.38,B24H井為1.15,B26H井為1.28,B27H井為0.47,B28H井為1.15。

3 管網模型一體化研究

3.1 油藏-井筒模型建立及分析

圖2 井筒-油藏模型擬合流程圖

根據建模流程(圖2)，建立單井井筒模型，進行測試點壓力擬合；計算井底流壓及采液指數，分析單井提液空間。

3.2 管網模型建立及分析

在單井模型建立的基礎上，把整個油田群106口在生產井通過管線連接到FPSO，建立油田群管網模型。

在管網模型基礎上，進行系統(tǒng)分析提液后各設施的瓶頸。分析認為在目前條件液量下，海管混輸和平臺處理能力不受限制。

3.3 電潛泵舉升能力適應性分析

根據泵變頻特性曲線和目前泵的頻率分析電潛泵是否具備調頻提液的空間，結果見表2。

表2 RE16.20油藏在生產井泵工況表

3.4 現有管柱(油管)提液空間分析

4 產液結構優(yōu)化方案及措施建議

表3 單井提液/降液量表

4.1 單井提液/降液量確定

在單井提液能力、幅度計算的基礎上，根據提液/降液倍數，確定單井提液/降液量，結果見表3。

4.2 產液結構優(yōu)化方案

在提液/降液量確定后，通過產液結構優(yōu)化方案預測RE16.20油藏年累計增油量，結果見表4。

表4 產液結構優(yōu)化方案預測表

表5 近期措施井表

4.3 措施建議

在保持油藏目前液量不變的原則下篩選出提液井2口、降液井2口，具體見表5。

5 實施效果

2015年1～9月，番禺3個油田稠油油藏提液總井次55次，提液效果較好，已累計增油約8×104m3，提液減緩了油田遞減率。根據累計增油量與含水率變化指標對提液效果進行評價，提液有效井次52井次，占95%，主要以含水穩(wěn)定增油型為主。

6 結論

1)通過地質油藏特點認識對提液可行性進行了分析，找到了油藏提液的潛力，為提液措施指明了方向。

2)通過對歷史提液井次進行分類動態(tài)分析研究，得到了油藏合理的提液時機及幅度。

3)通過管網一體化研究對泵工況、適應性、管柱等進行了分析，油藏提液沒有瓶頸限制。

4)通過近期措施評價，驗證了產液結構優(yōu)化研究的合理性。

5)產液結構優(yōu)化研究是一個系統(tǒng)工程，應多方法、多因素、地下與井筒地面相結合。

[1]羅東紅,閆正和,梁衛(wèi)，等.南海珠江口盆地海上砂巖油田高速開采實踐與認識[M]. 北京: 石油工業(yè)出版社,2013:87～88.

[2]張金慶.水驅油田產量預測模型[M]. 北京: 石油工業(yè)出版社,2013:113.

[3]任允鵬,李秀生,吳曉東.埕島油田館陶組提液時機及技術界限研究[J]. 油氣地質與采收率, 2009,16(2):91～93.

[編輯] 黃鸝

2016-11-01

黃軍立(1983-)，男，碩士，工程師，主要從事油氣田開發(fā)方面的研究,huangjl3@cnooc.com.cn。

TE345

A

1673-1409(2017)15-0069-04

[引著格式]黃軍立，李鋒，閆正和，等.海相砂巖稠油油藏產液結構優(yōu)化研究[J].長江大學學報(自科版), 2017,14(15):69～72.