羅 波 婁小娟

中國石油大港油田公司勘探開發(fā)研究院, 天津 300280

0 前言

國內外稠油油藏的開發(fā)主要采用蒸汽驅、SAGD、火驅等技術[1-2],開發(fā)過程具有高投資、高風險的特點[3]。R油田是海外小型稠油邊水油藏,在國際油價低迷的形勢下,大型增產措施無法實施[4-5],油井水淹速度快,產量形勢嚴峻,油藏開發(fā)面臨著經濟、技術雙重困難[6]。為實現(xiàn)海外油藏低投入、高收益的目標,開展油藏邊水推進特征研究[7],充分利用天然能量,實現(xiàn)稠油邊水油藏的經濟、高效開發(fā)[8],提高海外市場競爭實力。

1 概況及存在問題

R油田位于乍得X盆地西南部,受兩條大斷層控制,形成南高北低的一個斷鼻構造。油藏埋深為950～1 100 m,主要含油目的層為白堊系。發(fā)育淺湖-半深湖、扇三角洲沉積為主。儲層物性較好,平均孔隙度18.7%,平均滲透率0.237 μm2,屬于中孔中高滲儲層。具有統(tǒng)一的油水界面,含油面積5.1 km2,水體面積為含油面積的35倍,邊水能量充足。地層原油黏度67 mPa·s,原油密度0.93 g/cm3,是一個受構造控制的小型邊水稠油油藏。2009年投產共鉆遇油井19口,投產至今累計產油28.2×104m3,采出程度4.1%,綜合含水率35.7%,采油速度0.35%。

R油田屬于稠油邊水油藏,油水黏度比高,邊水極易突進[9]。隨著開發(fā)的進行構造低部位油井水淹嚴重,85%以上的油井進入高含水階段,產量遞減速度快。部分構造高部位油井也受到影響,單井產量下降[10]。油藏開發(fā)面臨著“水驅波及面積小,有油采不出”的困境。因此控制邊水推進形態(tài),減緩邊水突進速度,防止油井水淹,成為影響油藏產量的關鍵點[11]。

2 邊水突進特征

對工區(qū)各部位油井的生產動態(tài)數(shù)據進行分析研究[12],認為R油藏邊水突進具有以下兩個特征:

1)單井無水采油期的長短與邊水距離有關。對R油藏19口油井的無水采油期與邊水距離進行統(tǒng)計分析,結果顯示單井無水采油期的長短與邊水距離相關。構造中高部位油井距邊水距離較遠,平均無水采油期305 d。構造低部位油井距離邊水較近,平均無水采油期較短，僅51.4 d,見表1。線性回歸過程中,二者表現(xiàn)出較高的相關性,見圖1,符合層狀邊水油藏的開發(fā)特征。

2)邊水突進受儲層非均質性影響。單井綜合含水率總體上呈現(xiàn)構造低部位油井綜合含水率高于構造中高部位油井綜合含水率的特征,但受儲層非均質性影響,部分油井綜合含水率異常。如圖2所示位于構造中部位的油井R13井,無水采油期僅45 d,綜合含水率74%進入高含水階段,綜合含水率異常。經分析發(fā)現(xiàn)該井位于儲層高滲透帶,邊水突進引發(fā)單井水淹。

因此,儲層非均質性及單井與邊水的距離,是影響邊水突進的主要因素。

表1 無水采油期統(tǒng)計表

井名無水采油期時間/d平均無水采油期/d構造位置R 1-180R 1-1913R 218R 1-1220R 1-244R 1-455R 1-2090R 1-8103R 1-512051.4低部位R 1-1345R 1-6105R 1-15120R 1402R 1-14430R 1-10480R 1-11550305中高部位

圖1 無水采油期與邊水距離圖

圖2 部分區(qū)域邊水突進圖

3 優(yōu)化單井日產液量

常規(guī)的單井配產對油藏開發(fā)效果的影響不明顯,主要考慮油層有效厚度的差異[13],采用經驗公式或者無因次采油采液指數(shù)進行計算即可[14]。稠油邊水油藏油水黏度比大,單井日產液量不合理極易引發(fā)邊水突進,造成油井水淹單井產量急速下降[15],因此常規(guī)油藏的單井配產方法無法滿足稠油邊水油藏的開發(fā)需求;為提高單井配產精度,開展精細油藏數(shù)值模擬研究,高精度還原油藏開發(fā)歷程及現(xiàn)狀,量化儲層非均質性及邊水距離對邊水突進的影響,優(yōu)化單井日產液量[16]。

通過數(shù)值模擬分別計算不同滲透率、不同邊水距離下,油井的合理日產液量,通過多元回歸,量化該油藏單井日產液量與邊水距離和儲層非均質性的相關性[17]。如滲透率為0.1 μm2時,分別計算邊水距離為158.0、230.1、266、315.5和409.5 m時的單井累計產油量,見圖3。由此計算出當前條件下,合理單井日產液量與邊水距離的關系,見圖4。其次開展同一位置不同滲透率下合理單井日產液量研究,計算出合理單井日產液量與邊水距離及滲透率的關系[18],見表2。通過多元回歸,得到R油藏單位厚度下,合理單井日產液量與邊水距離、滲透率的計算式(1)。

PL= 0.006 3×L+1.76×log(k)-2.46

R2=0.93

(1)

圖3 累產油量與日產液量關系曲線圖

圖4 合理單井日產液量與邊水距離曲線圖

表2 不同邊水距離及滲透率下合理單井日產液量表

滲透率/10-3 μm2不同邊水距離下的單井合理日產液量/(m3·d-1)158 m230.1 m266 m315.5 m409.5 m537 m200.831.281.511.822.413.21751.842.292.522.833.424.221002.062.512.743.053.644.442502.763.213.443.754.345.143503.013.473.694.014.65.44003.123.573.84.114.75.5

4 實施效果

R油田的主力含油層系為KI-4,占總地質儲量的75%,投產油井8口;砂體整體發(fā)育穩(wěn)定、連片,平均油藏厚度5 m,計劃日產液149.1 m3/d;對主力層系單井分別采用無因次采油采液指數(shù)法及公式法優(yōu)化方法進行配產,見表3;投產10 a后,單井日產液量優(yōu)化后方案累計產油8.37×104m3,采出程度19.7%,與優(yōu)化前相比累計增油1.36×104m3,采收率提高3.2個百分點,最高含水相差15個百分點。因此,在稠油邊水油藏的開發(fā)過程中,優(yōu)化單井日產液量能有效調整邊水推進形態(tài)[19],延緩邊水突進速度,提高油藏的采出程度,是R油田這類小型邊水稠油油藏在低油價下可實施的有效增產措施之一[20]。

表3 主力層系合理單井日產液量表

井名距邊水距離/m滲透率/10-3 μm2公式法計算日產液量/(m3·d-1)無因次法計算日產液量/(m3·d-1)R 1-1810515310.218.6R 1-1915017412.118.6R 128134818.918.6R 1-1529828618.718.6R 1-1429924518.118.6R 1-1334831720.718.6R 1-1048020823.218.6R 1-115503172718.6合計149.1149.1

5 結論與認識

1)小型邊水稠油油藏的開發(fā)呈高含水、低采出程度的特征,開發(fā)過程中面臨著經濟、技術雙重困難。優(yōu)化單井日產油量能有效控制邊水形態(tài),充分利用天然能量減緩產量壓力,是低油價環(huán)境下小型稠油油藏穩(wěn)產增效的新思路。

2)單井生產動態(tài)數(shù)據能有效表征邊水突進特征,小型稠油邊水油藏邊水突進,受儲層非均質性及單井與邊水的距離影響。

3)常規(guī)的單井配產方式無法滿足小型邊水稠油油藏的開發(fā)需求。考慮單井與邊水的距離及儲層非均質性優(yōu)化單井配產,可有效調控邊水推進形態(tài),減緩邊水突進速度。