Logistic曲线在涠洲油田群含水规律研究中的应用

洪楚侨,杨志兴,苏崇华,李英蕾

(中海石油(中国）有限公司湛江分公司,广东湛江 524057）

Logistic曲线在涠洲油田群含水规律研究中的应用

洪楚侨,杨志兴,苏崇华,李英蕾

(中海石油(中国）有限公司湛江分公司,广东湛江 524057）

含水上升规律研究是油田动态分析的重要内容,应用Logistic生长曲线统一表征油田含水上升规律,并建立了涠洲油田群不同主力产层的油田含水上升模式。研究表明以涠洲组为主力产层的油田在生产过程中具有凸型的含水率上升规律,以角尾组为主力产层的油田在生产过程中具有S型的含水率上升规律,而以流沙港组为主力产层的油田在生产过程中则具有凹型的含水率上升规律。应用涠洲油田不同主力产层典型的含水率上升方程,结合区域产量规划研究,预测了涠洲油田群的产水量情况,为油田群水处理设施的建设规划提供了基础。研究方法对油田开发管理及区域规划具有一定的借鉴意义。

涠西南凹陷;含水模式;Logistic曲线

涠西南凹陷位于南海北部湾盆地北部拗陷北部,是我国海上油气田开发的较成熟区域[1](图1）,已废弃油田1个、在生产油田7个 (表1）并将陆续有新油田建设投产。除1990年W1油田生产调整,1999年W3油田投产以及2007年W2油田间歇停产造成含水率曲线较大变动外,随着W2、W3等油田进入开发中后期,涠洲油田群的产水量逐年攀升,2003年后综合含水率在70%～80%之间波动。截至2010年5月,涠洲油田群累计产出原油2 858×104m3,综合含水78%,并呈进一步上升趋势。

油田综合含水率不断上升,一方面造成生产成本增加,另一方面对生产处理设施能力造成很大挑战。因此,认清油田含水上升变化规律,建立起含水变化预测模式,对于指导油田合理开发调整、海上配套生产设施的建设以及区域开发规划均具有重要意义。

1 含水上升一般规律

水驱油田含水上升规律常用含水率与地质储量采出程度或者技术可采储量的采出程度关系曲线来表示。根据大量注水开发油田的生产资料统计[2],含水上升规律一般可分为3种基本模式(图2）:凸型、S型和凹型。

图1 涠西南凹陷地质背景及油田分布(根据文献[1]修改）Fig.1 Geological background and oilfields location of Weixinan depression

一般情况下,高油水黏度比油藏的含水与采出程度曲线呈凸型[3],开采特点为无水采油期短、油井见水早、含水率上升快,高含水期是主要的采油期,开发效益相对差;低油水黏度比油藏的含水与采出程度曲线呈凹型,开采特点为无水采油期长、油井见水晚、含水率上升慢,大部分可采储量在低含水期采出,开发效益较好;油水黏度比介于中间的含水与采出程度曲线呈S型。

表1 涠西南凹陷在生产油田构造储层情况Tab.1 Structure and reservoir property of Weixinan depression oilfields

图2 含水上升模式Fig.2 Modes of water-cut increasing

通常对于不同形态的含水率上升模式用不同的表达式分别表征,这要求在分析油田的含水规律时先进行含水率上升模式的判断后再进行拟合,要么用凸型表达式作图拟合,要么用S型或凹型表达式作图拟合,拟合效果相对较差且操作不便。而且实际上油田的含水上升规律很多处于3种典型的上升模式之间,因此迫切需要一个能统一表达3种含水上升模式的表达式。参考油田产量预测中常用的Logistic生长曲线的形式[4,5],对3种含水上升模式进行统一的表述为:

图3 含水上升曲线拟合图版Fig.3 Typical curve of water-cut incerasing

式中:f w为含水率;R为可采储量采出程度;p1、p2、p3、p4为拟合参数。

与许多经验公式相同,拟合参数 p1、p2、p3、p4在这里还未有确切的物理意义,但是有其自身的变化范围和趋势。其中,参数 p3是含水上升模式的主控因素,当 p1=p4=1,p2=50时,p3逐渐变小,含水率上升曲线形态从凹型向凸型变化,p3参数的值在-10时为 S型(图3）。

2 涠洲油田群含水上升模式

影响油田含水上升的因素可分为油藏地质因素和开发因素两类,油藏地质因素是储层固有属性对含水上升规律的影响,主要有油层的非均质性、原油黏度以及初始含水饱和度,开发因素是开发调整过程中采取的一些调整方式和调整措施对含水上升规律的影响,主要是井网控制程度、采液强度等,具体油田需具体分析[6]。而影响海上油田含水上升规律的因素主要是构造特征和储层特征[7]。

沉积环境决定了储层非均质性。涠西南凹陷流沙港组是陆相三角洲沉积,具有油层隔夹层多、连通性差、边底水能量较弱等特点;角尾组是海相潮坪沉积,具有油层厚、均质性好、水体能量充足等特点。由图4可见涠洲油田以不同储层为主力产层将有不同的含水上升规律,以下分主产层选取有较长生产历史的几个油田进行分析。

图4 涠西南各油田含水率上升情况Fig.4 Water-cut curves of Weixinan depression oilfields

2.1 涠洲组

W3油田主要产层是涠洲组[8],分为南块、中块3井区、中块4井区及北块,建有平台2座,生产井28口,注水井10口,A平台于1999年6月12日投产,B平台于2003年12月16日投产。截至2010年5月,共采油892.73×104m3,天然气14.86×108m3,水758.67×104m3。采出程度19.66%,目前油田综合含水61.1%,日产油1 600 m3/d。

W3油田储层是辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积,储层非均质性较强,地层原油黏度 1.85 mPa.s,油水黏度比5.43,油井平均采液强度4.09 m3/m·d,注水井平均注水强度4.45 m3/m·d。含水上升具有早期上升快、后期上升慢的特点,主要受开发后期实施老井侧钻、补孔及卡换层等调整措施的影响。本文所提出的含水上升模式表达式能很好描述W3油田的含水上升规律(图5）,以涠洲组为主要产层的W3油田具有凸型含水上升规律(表2）。

图5 W3油田含水上升模式拟合Fig.5 Water-cut mode of W3 oilfield

2.2 角尾组

W2油田主要产层是角尾组[9],于1993年9月19日投产,油田现有A、B、C 3座生产平台,采油井35口,回注井2口。油田依靠天然能量开发,截至2010年5月,累积采油1 285.73×104m3,天然气0.45×108m3,水4 035.58×104m3。目前采出程度46.24%,油田综合含水93.4%,日产油1 200 m3/d。

表2 涠洲油田含水上升模式拟合参数Tab.2 Water-cut mode parameters of Weixinan depression oilfields

W2油田储层是海相潮坪沉积,均质性好,水体能量充足,地层原油黏度5.29 mPa·s,油水黏度比12.60,油井平均采液强度56.57 m3/m·d,回注井平均注水强度81.86 m3/m·d。含水上升较为平稳,本文所提出的含水上升模式表达式能较好描述W2油田的含水上升规律(图6）,由于大底水的影响,生产前期实际含水上升比模式快、后期底水托进使剩余油较为集中于构造顶部而含水上升比模式慢。以角尾组为主要产层的W2油田具有S型含水上升规律,参数见表2。

图6 W2油田含水上升模式拟合Fig.6 Water-cut mode of W2 oilfield

2.3 石炭系

W8油田主要产层是石炭系[10],于1989年发现,1991年8月投产,该油田位于 W1油田北部,两油田以涠西南1号断裂相隔,是一个碳酸盐岩古潜山油田,目前已废弃,共累积采油124.40×104m3,产水5.10×104m3,采收率20.63%。

W8油田储层石炭系碳酸盐岩风化壳,储层连通性差,地层原油黏度 4.60 mPa·s,油水黏度比13.53,油井高峰采液强度30.50 m3/m·d。由于水体能量弱,含水上升速度一直较慢,本文所提出的含水上升模式表达式能很好描述W8油田的含水上升规律(图7）,以石炭系为主要产层的W8油田具有凹型含水上升规律,参数见表2。另外,由于储层连通性较差、水体能量相对较弱,以流沙港组为主产层的油田同样具有凹型含水上升规律,并且与石炭系W8油田有类似的含水上升模式(图8）。

图7 W8油田含水上升模式拟合Fig.7 Water-cut mode of W8 oilfield

图8 W5油田含水模式预测图(a）和W6油田含水模式预测(b）Fig.8 Water-cut mode of W5 oilfield(a）and Water-cut mode of W6 oilfield(b）

以上三个油田均使用不规则的布井方式,高峰采油速度3%～4%。由上述可知,三个油田地下原油黏度相差不大而储层连通性及水体能量迥异。涠洲组W3油田由于注水开发早期含水上升快、后期实施调整措施含水上升慢;角尾组W2油田储油层厚、底水均匀托进,含水上升较为平稳;石炭系 W8油田由于储层连通性差,水体能量弱,含水上升速度一直较慢。

总体而言,涠洲油田群不同主产层的含水上升模式不同。涠洲组陆相储层连通性较好、水体能量较充足,含水曲线为凸型;石炭系碳酸盐储层、流沙港组陆相储层物性非均质性严重、连通性差、边底水能量弱,含水曲线为凹型;角尾组海相储层层厚物性好、水体能量大,含水曲线为S型。在区域含水预测中,可以使用W3油田模式、W2油田模式、W8油田模式分别代表主产层涠洲组、角尾组、石炭系与流沙港组的油田含水模式。

3 涠洲油田群生产含水率预测

涠洲油田群规划产量的构成包括在生产、在建设、在评价以及待发现等不同状态的油田,对于采用递减分析排产的老油田和采用概算方法排产的新油田的产水量预测则需要先进行含水模式拟合和含水预测。结合涠洲油田群产量规划研究,根据规划油田的主产层不同分别选用本文总结出的W3油田、W2油田和W8油田含水上升模式进行产水量预测(图9）,为涠洲油田群未来水处理设施的建设规划工作打下基础。

图9 涠西南凹陷产量规划Fig.9 Production programming of Weixinan depression oilfields

从图9可以看出,在未来10年里,涠西南区域生产综合含水率将在前两年有所下降,后由于老油田废弃、新油田建设等因素生产综合含水率有小范围波动,总体保持在60%～70%之间。

4 几点认识

(1）油田开发含水上升规律的3种形态可以使用变形的Logistic生长曲线统一表述。

(2）涠洲油田群中以涠洲组为主要产层的油田在生产过程中具有凸型的含水上升规律,以角尾组为主要产层的油田在生产过程中具有S型的含水上升规律,而以石炭系、流沙港组为主要产层的油田在生产过程中则具有凹型的含水上升规律。

(3）按照最新预测结果,涠洲油田群生产综合含水率将在今后前两年有所下降,后保持在60%～70%之间,这个结果可为区域水处理设施的建设规划工作提供基础。

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Application of Logistic curve in the water-cut mode of Weizhou Oilfields

Hong Chuqiao,Yang Zhixing,Su Chonghua,Li Yinglei
(Zhanjiang Branch of CNOOC(China）Ltd.,Zhanjiang Guangdong,524057）

Study on water-cut increasing law was important in oilfield dynamic analysis and logistic growth curve was used to present this law.Three kinds of curve shapes of water-cut mode was characterized uniformly in this paper.The water-cut mode in different producing layers in Weizhou oilfields was established.It was found that the water-cut increasing curve of oilfields with the main producing layers of Weizhou group was a convex shape,oilfields with the main producing layers of Jiaowei group was a“S”shape,while water-cut curve of oilfields with the Liushagang group as main producing layers was a concave shape.Application of the typical watercut mode of Weizhou oilfields was applied to different producing formation oilfields,and combined with regional production planning,the water production of Weizhou oilfields was forecasted which was the base of construction planning of water treatment equipment.The method was useful for oilfield production management and regional production planning.

Weixinan depression;water-cut mode;Logistic curve

TE357.6

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2011.01.068

1008-2336(2011）01-0068-05

2010-08-27;改回日期:2010-09-28

洪楚侨,男,1981年生,工程师,主要从事油藏工程研究。E-mail:hongchq@cnooc.com.cn。