稠油油藏储层时变现象及其提液策略研究

郑 洁 代 玲 陈维华 罗启源 朱迎辉

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司研究院， 深圳 518064)



稠油油藏储层时变现象及其提液策略研究

郑 洁 代 玲 陈维华 罗启源 朱迎辉

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司研究院， 深圳 518064)

提液是海上砂岩油田增产稳产的手段，但海相砂岩强水驱开发模式下仍有些提液现象和生产特征有待进一步分析。通过对典型井的剖析，从提液后单井生产动态异常现象入手，结合单井生产压差变化，得知在油田开发过程中，疏松地层在稠油流体流动下，通过提液触发了水平井周围渗流场的重构，这种变化通过生产压差反应出来。这种物性时变及流场重构在不同程度上影响着提液效果。调整稠油油藏提液策略后，并在油田进行了实施，结果表明，油田产量得到了进一步提高。

稠油； 疏松； 生产压差； 物性时变提液策略

海上油田开发具有高风险、高投资的特点，在“少井高产”的开发策略下，提液成为海上油田最经济有效的增产稳产手段[1]。海相砂岩充足的天然能量使大幅提液成为可能。从已开发油田的压力特征来看[2]，经过长时间开采，油藏压力保持较好，大部分油田属于中高渗储层，这些为油田实现高液量生产奠定了物质基础。强水驱开发模式下油田平均产液量达到了(1.9～3.2)×103m3/d，这些液量相对陆上油田及普通稠油油藏是非常可观的。在这种背景下，海相砂岩稠油油藏的提液会出现什么问题，其提液策略是否与常规油藏相同是需要研究的问题。前人对于提液时机、幅度、类型已有多方面的研究[3-6]，本次研究从提液造成的近井地带物性变化的角度进行分析，并给出稠油提液相应的建议。

1 稠油油藏提液存在的问题

经过几十年的开发，海相砂岩的提液措施极大地提高了产量，但随着稠油油藏的开发，并非所有提液井都有效果，除了各自油田的特点、提液时机和幅度不同外，地层模式不同，提液效果也不相同。一部分典型井生产曲线表现出油井在提高液量生产后，油量不增反而降低，这些现象与我们通常认识的提液增油现象不一致。以F油田WW油藏为例，其地质储量为294×104m3，目前采出程度为10.5%。属于高孔高渗稠油底水油藏，地层原油黏度为135 mPa·s，油藏在实施开发调整项目中动用，设计5口井。B29H井刚投产不久，因此，仅分析4口井的生产动态(图1)，并重点剖析典型井B27H井的生产动态。

F油田B27H井于2013年2月8日投产，投产初期产液量为200 m3/d，含水率约30%，投产13 d后开始提液(见图2)，提液幅度约159 m3/d，提液后压力瞬间下降2.1 MPa，含水率有一定上升； 生产2个月后再次提液，提液幅度约191 m3/d，含水率爆发式升高，从50%上升到89%，压力骤降约2.5 MPa，此时油量有大幅度下降，油量从提液前的159 m3/d下降到80 m3/d；该井第二次提液后，油量不增反降，含水突发式升高，压力变化异常，并在生产中监测到防砂管内有少量细砂。依据生产动态的含水率、产液量、产油量分析生产中存在的问题[7]，借助井底压力的变化异常点及趋势，判断出相应的地层模式，来分析稠油油藏提液存在的问题。

2 储层物性时变原理

2.1 压力趋势分析

提液的机理是通过放大生产压差，增加驱动压力梯度，提高水驱采收率[8]。因此提液会造成井底流压的下降，井底流压下降的幅度与提液的幅度相对应，为了研究提液幅度与生产压差之间的关系，引入油井见水后产液量公式[9]：

图1 WW油藏井位示意图及生产井累计产油与含水率曲线

图2 B27H井生产动态曲线

(1)

式中：Q1—— 产液量，m3/d；

Ko—— 油相渗透率，取3 000×10-3μm2；

Kw—— 水相渗透率，取1×10-3μm2；

h—— 油层有效厚度，取3.5 m；

μo——地层油黏度，取135 mPa·s；

μw—— 地层水黏度，取0.3 mPa·s；

re—— 油井供油边缘半径，取100～200 m；

rw—— 油井井眼半径，取0.139 m；

Bo—— 油体积系数，取1.05；

意识形态工作是党的一项极端重要的工作，能否做好意识形态工作，事关党的前途命运，事关国家长治久安，事关民族凝聚力和向心力。全省各级党组织和广大共产党员要牢记，任何时候任何情况下，我们都不能忽视思想的作用和意识形态的力量。要切实增强做好新时代宣传思想工作的自觉性和坚定性，加强理论武装，聚焦重点任务，努力推动我省宣传思想工作守正创新，为建设具有强大凝聚力和引领力的社会主义意识形态、奋力开创我省宣传思想工作新局面提供保障，形成合力。

Δp—— 生产压差，MPa。

式(1)为油水两相计算，对公式中相应参数取值计算，其中，井泄油半径为一个估算范围，其余参数完全使用该井真实物性参数和流体参数，通过计算得出提液量为159 m3/d，井底压力下降范围在0.8～1.1 MPa，而B27H井压力动态曲线表现为：提液量在159 m3/d时，压力下降2.0～2.5 MPa。因此，可以看出实际油藏压力下降幅度大于提液对应压力应该下降的幅度，也就是除提液使压力下降外，还有地层内在的变化导致了压力的下降。

2.2 物性时变机理分析

研究表明，油田开发整个过程中，物性场都是在变化的，其变化程度和影响范围不同，物性场随时间的变化取决于物性场的储层特征及流体性质，相同的物性场可能由于地层流体性质、提液方式不同而发生不同的改变[10-14]。南海东部特有的海相砂岩油藏的地质特征及开采方式综合作用下，这种现象非常明显。下面着重从WW油藏的岩心特征、储层特征及镜下微观结构及流体性质等方面分析物性时变。

2.2.1 岩心、储层及镜下微观特征

F油田有2口取心井，都在WW油藏取心，取心深度及岩心扫描图见图3。岩心十分疏松，肉眼可见中砂-粗砂，分选性和磨圆度较好，含油斑，部分井段取样后岩样松散无法测试，胶结程度差。W-1井段第一回次取心井段位于上部的稠油油藏，包括研究的WW油藏，根据10个常规岩心样品分析资料得出，该层段储层孔隙度分布范围在 30.4%～34.4%，平均为32.2%；渗透率的分布范围在(1 322.2～3 140.0)×10-3μm2，多集中在(1 500～2 000)×10-3μm2，平均为2 187 ×10-3μm2。属于特高孔特高渗储层。从图3可以看出，颗粒间胶结疏松，颗粒与颗粒之间原生孔隙发育，点-线状接触为主，颗粒间填隙物少，这种镜下岩石的微观特征决定了宏观储层在外力的冲击下容易发生颗粒运移，使储层孔渗发生变化。

图3 岩心及镜下微观特征图

2.2.2 速敏研究

以上分析表明，F油田WW油藏高孔高渗、岩心疏松、镜下微观显示原生孔隙发育，成岩压实作用较弱，这些是发生物性时变的地层基础。随着提液幅度的增大，高速率的外力不断对近井地带储层冲刷，储层中的流体为稠油，黏度较大。综合各种因素，推测这种类型的储层物性场发生了改变。

2.3 物性场变化示意图

通过分析发现，F油田WW稠油油藏地层胶结程度差，岩心非常疏松，过早及过量提液，使近井地带储层瞬间流过的液量速度变大。在这种地质特征和提液外作用力相互作用下，井周围物性场很容易发生变化，局部颗粒胶结较差的部分垮塌形成堵塞(图4)，又由于稠油水油黏度比相差较大，这种现象更加突出，物性变化后水从重构后的相对渗流空间中快速指进，在生产动态上表现为含水爆发式水淹，压力瞬间异常变化。

图4 近井地带物性场变化示意图

除WW油藏，在整个F油田有不少类似的井(见表1)，因此，这部分井的提液需非常慎重。

3 针对物性时变的稠油油藏提液策略

分析认为，F油田稠油油藏含水突变与地下物性时变密不可分，而物性时变又是由提液时机和提液幅度不合理造成的，因此，针对研究的油藏，进行了提液时机和提液幅度的研究。

3.1 目前稠油油藏提液时机和幅度

从已投产的稠油油藏生产井统计来看(见图5)，稠油油藏初期产液量基本在238.5～318.0 m3/d，初次提液生产井含水率为20%～40%(除个别井开井高含水外)，提液幅度在30%～100%。

表1 F油田含水突变井

图5 稠油油藏提液时机与提液幅度统计

图6 生产压差与日产液量关系

根据Dupuit的临界产量公式，可以推算出该底水油藏锥进时的临界产量约为101 m3/d，而在实际生产中临界产量一般要大于这个理论产量，才不会引起底水的快速上升，也不会发生储层物性时变。

根据式(1)，可以推算出在地层物性不发生变化下压力与产液量的关系，每天的产液量159 m3，压差变化0.8～1.1 MPa，在图6中以直线的方式表示，液量每变化159 m3，地层压力近似变化 1 MPa，这是理论生产压差与日产液量的变化关系。而根据前述生产动态分析，在实际生产曲线中表现出，产液量从238.5 m3/d提到397.5 m3/d时，实际压差下降约2.1 MPa，从397.5 m3/d提到556.5 m3/d时，实际压差下降约2.5 MPa，因此，可以根据实际压力波动曲线画出另外一条日产液量与生产压差关系曲线，即是实际物性变化下的真实曲线。通过分析认为，产液量由238.5 m3/d波动到397.5 m3/d，397.5 m3/d波动到556.5 m3/d时，地层物性发生了变化，因此，可以大概推断，397.5 m3/d为该井的物性变化临界产液量。再结合整个油田稠油油藏初期液量统计可以看出，在初期未提液前的产液量平均在238.5～318.0 m3/d，因此，建议稠油油藏在初期提液后产液量不宜超过318 m3/d，提液幅度不宜过大，以避免初期发生物性时变。

分析认为，不同类型的油藏，其地质模式对应的提液策略也不同，针对疏松的稠油油藏，在初期为了使含水率缓慢上升，尽量保证近井地带的物性场不发生变化。相应的提液策略为：中低含水期提液时机不宜过早，提液幅度不宜过大，否则高速率的液量冲击会造成局部物性场堵塞，使含水快速突破，降低井的波及范围，影响单井的井控储量，从而使开发效果变差；建议初期提液幅度不超过159 m3/d，初期产液量控制在318 m3/d左右，提液时机尽量放在中高含水期。

3.3 现场应用效果

根据F油田实际情况，积极开展油田合理提液研究，对拟提液井从提液时机、提液量、提液后压差变化等方面进行优化，实施分步提液(见表2)，通过1 a的跟踪发现，优化后的提液策略使油田增油幅度达到20.46%，当年产量增加了107×104m3。

4 结 语

通过对F油田WW油藏典型井的提液后单井生产动态异常现象进行剖析得知，在油田开发过程中，疏松地层在稠油流体流动下，提液触发了水平井周围渗流场的重构，物性场发生了变化，目前稠油油藏的提液方式对提液效果造成一定影响。分析了基于物性变化下稠油油藏合理的提液时机及幅度，认为初期提液量每天不超过159 m3，中、高含水期每天产液量控制在318 m3左右，尽量在中高含水期提液。通过生产动态跟踪，优化后的提液方式使油田增油幅度达20.46%，当年产量增加了107×104m3。

表2 F油田优化提液统计表

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Impact of Physical Property Changing on Liquid Extraction Strategy for Heavy Oil Reservoir

ZHENGJieDAILingCHENWeihuaLUOQiyuanZHUYinghui

(Research Institute of Shenzhen Company, CNOOC, Shenzhen Guangdong 518064, China)

Liquid extraction is a means of increasing production and stability in offshore sandstone oilfield, but some extract phenomenon and production characteristics need further analysis with the marine sandstone strong water flooding development mode. Based on the analysis of typical wells, we start our research from the single well production abnormal phenomenon after the liquid extraction, and find that the extract triggers reconstruction of seepage field around the horizontal well, which is shown by the production pressure difference in the process of oilfield development, because heavy fluid will flow in unconsolidated formation. These kinds of physical property changing and flow reconstruction affect the effect of liquid extraction in different degree. After adjusting the extraction strategy in heavy oil reservoirs, the oil production has been further improved.

heavy oil; loose cementation; draw pressure; physical property changing; liquid extraction strategy

2016-12-29

中海石油(中国)有限公司科研项目“海相砂岩特高含水期挖潜技术”(CNOOCKJ125ZDXM06LTD)

郑洁(1980 — )，女，工程师，研究方向为油藏地质。

TE33+1

A

1673-1980(2017)03-0051-05