海上稠油油田采油速度变化规律综合研究

王敏 陈民锋 李晨辰 乔聪颖 吴 丽

(中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249)

受海洋自然环境条件的限制，我国陆上油田低速开发、长期稳产的开发思路和策略不再适用于海上油田。海上油田开发一般采用高采油速度，开发周期较短［1-3］。目前要保证高速开发下持续稳产，保证优质开发又成了新的研究课题。

采油速度变化规律是海上油田注水开发效果评价的核心内容［4-7］，对综合考察油田地质因素至关重要。稠油油田普遍孔渗性较好，低含水期含水上升速度较快，而中高含水期含水上升速度减缓，是稠油油藏开发的重要阶段［8-9］。本次研究旨在分析不同含水阶段下，年产油量自然递减率和剩余可采储量采油速度这2个关键指标的理论变化规律，为海上油田注水开发效果评价提供更多理论依据。

1 采油速度评价指标及计算方法

1.1 不同含水阶段采油速度变化

油井年产油量计算公式为:

式中:q—油井年产油量，m3;

J— 采油指数，m3/(d·MPa);

pi— 原始地层压力，MPa;

pwf— 井底流压，MPa;

ε—无因次生产系数。

式中:Kro(Sw)— 不同含水饱和度下的油相相对渗透率;

Kro(Scw)—束缚水饱和度下的油相相对渗透率。

由以下方法可确定井底流压pwf:一种方法是取恒定流压，可通过实际平均井底流压进行取值;另一种方法是取油井合理流动压力下限，即最低允许流动压力，可采用流入动态曲线法进行计算［10］。在一定泵挂深度条件下的最小流压，加上生产压差，即为地层压力下限值。井底压力低于该值以后，由于原油脱气严重，将会影响采油井生产能力的正常发挥。若要保持稳定的产量，必须使地层压力高于下限值。油井最低允许流动压力与地层压力、油藏饱和压力、原油性质及含水率有关，可由式(3)进行计算:

其中:

式中Nspc为单井控制储量，m3。

1.2 年产油量自然递减率

计算年产油量自然递减率，可用当年实际年产油量扣除当年新井年产油量后，除以上年底标定日产水平折算的当年产油量［11］。年产油量自然递减率是反映采油速度变化规律的重要指标，其值越大，表明油田的稳产难度越大。理论上的油田年产油量自然递减率可由下述方法获得。

首先，由无因次采出曲线推导出不同油水黏度比下的采出程度-含水率关系式:

式中:B—原油体积系数，无因次;

pb— 饱和压力，MPa;

pR— 原始地层压力，MPa;

Z—天然气偏差系数;

T—井底油层温度，K;

α—原油溶解系数，MPa-1;

fw—油井含水率，%。

进而根据式(1)计算采油速度V:

其中，Rm为水驱极限采收率。

当油水黏度比μr大于50时，系数a和D取值:

根据式(5)—(7)即可计算出不同含水率下的理论采出程度。结合式(4)，可以得到采出程度由Rn-1增至Rn时的折算生产时间为:

那么第n时刻的自然递减率计算公式为:

式中:Rn—第n时间点的采出程度，%;

Rn-1—第n-1时间点的采出程度，%;

Vn—第n时间点的采油速度，%;

Vn-1—第n-1时间点的采油速度，%;

tn— 采出程度由Rn-1增至Rn的生产时间，d。

1.3 剩余可采储量采油速度

油田剩余可采储量采油速度是反映油田采油强度、储采比变化趋势的综合开发指标［12］。特别是油田进入开采递减阶段后，它的变化不仅反映油田的递减规律，而且还能反映可采储量变化以及调整措施对油田递减的影响。根据式(5)和式(8)，也可以计算出第n时刻的剩余可采储量采油速度Vsn:

2 油田实例分析

以海上稠油油田某典型区块(A区块)实际数据为例，计算该区不同含水阶段年产油量变化规律。该油田受构造、边(底)水、断层和岩性的综合控制，具有井距跨度大、砂体多、油水黏度比大、多油水体系等特点。油区内部采用棱形反九点注采井网，油区边部采用不规则面积注水井网。所采用的基础数据如下:原始地层压力为11.7 MPa，饱和压力为6.93 MPa，合理恒定流压为 4.28 MPa，单井控制储量为75×104m3，原油黏度为153 mPa·s，原油体积系数为1.081，溶解系数为 4.2 MPa-1，天然气偏差因子为0.95，井底油层温度为338 K，无因次生产系数ε值为11。图1为A区块相对渗透率曲线。图2为A区块采油速度随含水率变化曲线。

图1 A区块相对渗透率曲线

采油速度的理论变化曲线主要受相渗曲线和油水黏度比控制，随着含水增加，采油速度逐渐下降。在中低含水期采油速度下降较为平稳，当含水率超过90%后采油速度迅速下降，可见中低含水期是水驱稠油油藏的重要开发阶段。在A区块低含水期，实际采油速度高于理论曲线，在中含水期迅速下降，并逐渐与理论曲线趋于一致。由此可见该区块初期采用较高采油速度，但由于注采井网不完善，边底水控制作用强，未能保持稳产开发。

图2 A区块采油速度随含水率变化曲线

在油井最低允许流动压力以及合理恒定流压限制条件下，分别计算出A区块理论自然递减率随含水率变化曲线(图3)。随着含水率升高，理论年产油量自然递减率逐渐降低，其中在低含水期，自然递减较快，中含水期趋于平稳，高含水期自然递减较慢。而实际年自然递减率在中含水期高于理论值，体现为产能递减加快，开发效果变差。该区块油水关系复杂，且采用整套开发层系合采，效果欠佳。在此建议细分层系，完善注采井网形式，以调整好高速开发与稳产的关系。

在油井最低允许流动压力限制条件下，剩余可采储量采油速度随含水率变化曲线如图4所示。在中低含水期，理论剩余可采储量采油速度平稳增加;在高含水期迅速增大。与理论曲线相比，A区块剩余可采储量采油速度逐渐减小，反映出目前开发效果正逐渐变差。

图3 A区块自然递减率随含水率变化曲线

图4 A区块剩余可采储量采油速度随含水率变化曲线

3 结语

本次研究从采油速度出发，结合含水率与采出程度，得出年产油量自然递减率和剩余可采储量采油速度这2个关键指标的理论计算方法。

针对海上稠油油田某典型区块进行了实例计算，结果表明该油田在低含水期理论自然递减较快，中含水期趋于平稳，高含水期自然递减较慢，理论剩余可采储量采油速度在低含水期平稳增加，在高含水期迅速增大。实际值与理论曲线相比，油田中含水期采油速度下降快，目前开发效果逐渐变差。建议进行调整措施，处理好高速开发与稳产的关系，为明确剩余油的挖潜方向奠定基础。

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