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中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452

渤海A油田是位于渤海南部海域的大型復(fù)雜河流相窄河道砂體的稠油油田，主要含油層位集中在明化鎮(zhèn)組，具有河道寬度窄(100～300m)、單砂體油層厚度薄(2～8m)、儲(chǔ)層橫向變化快、縱向上多期河道砂體相互交錯(cuò)疊置的特征[1]。渤海A油田于2004年8月開始投產(chǎn)，投產(chǎn)初期為衰竭開發(fā)，生產(chǎn)上表現(xiàn)為地層壓力下降快，產(chǎn)油量遞減大的特征。2005年5月轉(zhuǎn)為注水開發(fā)后，地層壓力下降速度和產(chǎn)油量遞減率均明顯減緩。由于海上生產(chǎn)設(shè)施的限制，渤海A油田在注水開發(fā)期間有近5年的時(shí)間注入水量不夠，油田累計(jì)注采比僅為0.46，生產(chǎn)上又出現(xiàn)了明顯的地層壓力下降速度快、產(chǎn)油量遞減大的特征。在海上生產(chǎn)設(shè)施問題解決后，渤海A油田的合理地層壓力保持水平及合理的地層壓力恢復(fù)速度成為了生產(chǎn)過程中必須要解決的問題。筆者以渤海A油田生產(chǎn)實(shí)際為研究背景，提出了渤海A油田的合理地層壓力保持水平，并提出了合理地層壓力恢復(fù)計(jì)劃，在渤海A油田注水開發(fā)過程中取得了比較好的效果。

1 開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)

渤海A油田因颶風(fēng)原因臨時(shí)復(fù)產(chǎn)后，由于海上生產(chǎn)設(shè)施處理能力的限制，有近5年的時(shí)間處于欠注的狀態(tài)，這段特殊的生產(chǎn)歷史，給渤海A油田的開發(fā)帶來了較大的問題和挑戰(zhàn)。

1.1 地層壓力下降快

渤海A油田主體區(qū)原始地層壓力為16.6MPa，因海上生產(chǎn)設(shè)施處理能力的限制，大部分注水井都處于欠注的狀態(tài)，截止到2019年，累計(jì)注采比僅為0.46，月注采比僅為0.6，目前油田主體區(qū)平均地層靜壓僅為11MPa，地層壓降高達(dá)5.6MPa。

1.2 產(chǎn)油量遞減加大

由于渤海A油田注入水補(bǔ)充地層能量不足，油田地層壓力下降快，較多生產(chǎn)井都出現(xiàn)了日產(chǎn)液量和日產(chǎn)油量持續(xù)降低的情況，油田自然遞減從11%上升至14.8%。

2 合理地層壓力保持水平研究

參考陸地油田合理地層壓力保持水平的研究結(jié)果，結(jié)合渤海A油田的生產(chǎn)實(shí)際，提出了渤海A油田合理地層壓力保持水平及合理地層壓力恢復(fù)速度研究的思路：首先，渤海A油田油井均為電泵生產(chǎn)，為了滿足電泵的正常生產(chǎn)，需要滿足泵的沉沒度大于300m及泵吸入口的氣液比小于30%的2個(gè)限制條件，據(jù)此用油藏工程的方法計(jì)算出了滿足海上油田電泵正常生產(chǎn)的最低井底流壓；其次，以計(jì)算的該最低井底流壓為界限，建立了海上窄河道砂體稠油油藏生產(chǎn)的數(shù)值模擬模型，通過生產(chǎn)歷史及壓力的擬合，計(jì)算得出油田合理的地層壓力保持水平及地層壓力恢復(fù)速度與采收率的關(guān)系曲線；最后結(jié)合渤海A油田實(shí)際的注水開發(fā)情況，提出了渤海A油田合理的地層壓力恢復(fù)速度。

2.1 資料調(diào)研

大慶薩爾圖油田制定早期內(nèi)部注水保持地層壓力開發(fā)的方案，壓力界限定為原始?jí)毫Ω浇黐2～4]；孤島油田將地層靜壓保持在飽和壓力附近，生產(chǎn)壓差保持在1～3MPa[5，6]；羊三木油田由于邊底水能量比較活躍，投產(chǎn)初期依靠天然能量開采，在地層壓力接近飽和壓力時(shí)開始注水，保持在飽和壓力以上，原始地層壓力以下，這樣既充分利用了天然能量，又不失時(shí)機(jī)補(bǔ)充了地層能量，是行之有效的，開發(fā)水平位于全國常規(guī)稠油油藏開發(fā)的先進(jìn)之列[7，8]。

2.2 各區(qū)塊最低井底壓力保持水平的計(jì)算

渤海A油田油井均為電泵生產(chǎn)，采油井井底流壓不僅與下泵深度有關(guān), 還與含水率的變化有關(guān), 其表達(dá)式為：

pwf=pp+ρmixg(Hm-Hp)

要使泵正常生產(chǎn)一般需要滿足2個(gè)條件：①泵的沉沒度大于300m；②泵吸入口的氣液比小于30%。泵吸入口的壓力及氣液比的經(jīng)驗(yàn)公式為：

式中：pwf為油井井底流壓，MPa；pp為泵吸入口壓力，MPa；ρmix為油水混合液的密度，kg/m3；Hm為油層中部深度，m；Hp為泵掛深度，m；G為泵吸入口的氣液比，1；Vg、Vo、Vw分別為氣、油、水的體積，m3；R為生產(chǎn)氣油比，m3/m3；Rs為吸入口壓力下溶解氣油比，m3/m3；fw為綜合含水率，1；Bo為原油體積因數(shù)，1；Bg為天然氣體積因數(shù)，1；Z為天然氣壓縮因數(shù)，1；T為吸入口溫度，K。

圖1 渤海A油田最低井底流壓與含水率關(guān)系圖版

計(jì)算得出渤海A油田不同泵掛深度下最低井底流壓與含水率關(guān)系圖版(見圖1)，當(dāng)渤海A油田泵掛深度1500m，綜合含水率62%時(shí)，通過圖版得出目前渤海A油田應(yīng)保持的最低井底流壓為6.3MPa。

2.3 各區(qū)塊合理地層壓力保持水平的計(jì)算

建立寬度300m、長度2100m、厚度10m的窄河道模型[9～13]，其網(wǎng)格劃分為20m×20m×1m；河道中心最厚，儲(chǔ)層物性最好，向河道邊部等差變差；PVT、相滲數(shù)據(jù)分別取自渤海A油田主體區(qū)的實(shí)際數(shù)據(jù)；沿河道中心部署2注3采井網(wǎng)，井距500m；模型原始地層壓力16.6MPa。模型控制條件為：①導(dǎo)入油田主體區(qū)的PVT及相滲數(shù)據(jù)；②油井控制條件，依照主體區(qū)實(shí)際生產(chǎn)情況，設(shè)定生產(chǎn)壓差為3MPa，限制最小井底流壓為6.3MPa；③注水井控制條件，2005～2014年期間采用不同注采比將地層壓力分別降至14、12、10、8MPa，之后注采比維持在1保持地層壓力水平，持續(xù)生產(chǎn)至2039年；④生產(chǎn)時(shí)率為0.95；⑤經(jīng)濟(jì)限制條件，單井極限含水率98%。

通過保持在不同地層靜壓下的采出程度對(duì)比，計(jì)算渤海A油田主體區(qū)維持地層靜壓為12MPa時(shí)采出程度最高，推薦渤海A油田主體區(qū)合理的地層靜壓保持水平為12MPa(見圖2)。

圖2 不同地層靜壓下采出程度隨時(shí)間變化關(guān)系曲線

3 合理地層壓力恢復(fù)速度研究

在合理地層壓力保持水平研究的基礎(chǔ)上，用機(jī)理模型計(jì)算合理地層壓力恢復(fù)速度的方案設(shè)計(jì)條件為：①導(dǎo)入主體區(qū)的PVT和相滲數(shù)據(jù)；②依照目前各井區(qū)壓力保持水平，通過2005～2014年間的生產(chǎn)，將地層壓力降為11MPa；③油井控制條件，依照主體區(qū)實(shí)際生產(chǎn)情況，設(shè)定生產(chǎn)壓差為3MPa，限最小井底流壓為6.3MPa；④注水井控制條件，以不同注采比，分別通過1～3年時(shí)間將地層壓力調(diào)整至12MPa，之后注采比維持在1保持地層壓力水平，持續(xù)生產(chǎn)至2039年；⑤生產(chǎn)時(shí)率為0.95；⑥經(jīng)濟(jì)限制條件，單井極限含水率98%。

在合理的地層壓力保持水平和地層壓力恢復(fù)速度確定的情況下，依據(jù)物質(zhì)守恒原理及稠油油田逐步提高注采比的原則，參考等比數(shù)列的原理，分別計(jì)算出了在1、2、3年時(shí)間內(nèi)將地層壓力恢復(fù)至12MPa的注采比。油田目前的累計(jì)注采比僅為0.46，月注采比為0.5，如果是在1年內(nèi)將地層壓力恢復(fù)至12MPa，油田最大的月注采比需要增高至2.25；如果是在2年內(nèi)將地層壓力恢復(fù)至12MPa，油田最大的月注采比需要增高至1.7；如果是3年內(nèi)將地層壓力恢復(fù)至12MPa，油田最大的月注采比需要增高至1.4。因渤海A油田為窄薄砂體的稠油油藏，儲(chǔ)層橫向及縱向的非均質(zhì)性較強(qiáng)，從油田歷年的注水開發(fā)情況來看，快速地提高注采比易導(dǎo)致注入水沿單層或單向突進(jìn)，油田含水上升率快速升高，不利于窄薄砂體稠油油藏的開發(fā)[14～16]。

圖3 渤海A油田D20井組分布圖

以渤海A油田D20井組為例，D20井組分布圖如圖3所示。在2006年的注水試驗(yàn)中，將D20井組明化鎮(zhèn)四油組8小層上的注采比從1.0提高至1.5時(shí)，D20井的注入水快速向D21s井波及，導(dǎo)致D21s井的含水率從40%迅速上升至80%，而另外一個(gè)方向的油井D14井因注入水能量補(bǔ)充不足，日產(chǎn)液量及日產(chǎn)油量呈明顯的下降趨勢(shì)，這個(gè)井組中2口油井的開發(fā)效果均明顯變差(見圖4)。

結(jié)合渤海A油田的開發(fā)實(shí)際，推薦以3年的時(shí)間來恢復(fù)渤海A油田的地層壓力。在確定地層壓力恢復(fù)目標(biāo)及恢復(fù)速度后，利用等比數(shù)列的原理，提出了未來3年渤海A油田主體區(qū)各月的注采比計(jì)劃，為渤海A油田海上生產(chǎn)設(shè)施的進(jìn)一步改造提供了科學(xué)依據(jù)。

圖4 渤海A油田D20井組注采曲線

4 應(yīng)用效果

在渤海A油田合理地層壓力保持水平及合理地層壓力恢復(fù)速度研究結(jié)論的基礎(chǔ)上，按照未來3年主體區(qū)各月的注采比計(jì)劃，在渤海A油田41口注水井中篩選出20口，通過采取提高注采比辦法，油田部分井組的地層壓力呈逐步上升趨勢(shì)，主體區(qū)部分油井的日產(chǎn)液量和日產(chǎn)油量逐步穩(wěn)定，部分油井日產(chǎn)液量和日產(chǎn)油量逐步上升，油田的自然遞減率從2015年的14.8%逐步減緩至2017年的12.9%，油田含水率上升穩(wěn)定，開發(fā)效果明顯變好。

5 結(jié)論

1)利用油藏工程及數(shù)值模擬的方法，提出了渤海A油田合理的地層壓力保持水平和合理地層壓力恢復(fù)速度計(jì)劃，解決了海上油田因海上設(shè)施處理能力限制導(dǎo)致油田累計(jì)注采比低，油田地層壓力下降快，油田下一步該如何恢復(fù)地層壓力的問題。

2)渤海A油田注水井按照以3年的時(shí)間將地層壓力恢復(fù)至12MPa的計(jì)劃，逐步提高注水井的注采比。在實(shí)踐中，油田局部地層壓力逐步恢復(fù)，部分油井日產(chǎn)液量和日產(chǎn)油量逐步上升，油田自然遞減率明顯減緩，取得了較好的開發(fā)效果，對(duì)其他類似油田的注水開發(fā)具有一定的借鑒意義。