海相砂岩稠油油藏产液结构优化研究

黄军立，李锋，闫正和张伟，冯沙沙

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东 深圳 518054)

海相砂岩稠油油藏产液结构优化研究

黄军立，李锋，闫正和张伟，冯沙沙

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东 深圳 518054)

番禺油田上部油藏属于海相砂岩稠油油藏，下部油藏属于海相砂岩稀油油藏，早期开发策略为开采下部的稀油油藏为主、兼顾上部稠油油藏。随着地质油藏认识的不断更新，油田储量规模的不断增大，实施了以开发上部稠油油藏为主的调整项目。针对调整项目实施完毕后，稠油油藏开采井数大幅增加，单井液量、含水上升快，FPSO(浮式生产储油卸油装置)油处理能力、海管混输能力一定程度受限等问题，综合考虑油藏、井筒、地面设施之间的制约关系，提出了地质油藏特点认识—动态分析—动态指标预测—管网一体化研究—产液结构优化方案—近期措施建议—实施效果评价的一体化研究流程，对稠油油藏在生产水平井进行了产液结构优化研究，找到了油藏提液的潜力，得到了油藏合理的提液时机(含水率80%左右)及幅度(20%左右)，通过多方法、多因素相结合系统的研究，优化了油田及单井的生产方案，跟踪评价近期实施方案取得了较好的提液效果。

海相砂岩油藏；稠油油藏；产液结构；一体化研究；番禺油田

南海东部海域油田以海相砂岩为主，具有储层连续性好、地层原油黏度低、天然水体能量充足等特点，采用天然水驱方式高速开发[1]。由于该海域油田海水较深，开发成本高，单井控制储量较大，主要采用水平井单采或者定向井合采，形成了高速高效开发的模式，取得了较好的开发效果，大部分油田水驱采收率达到40%～70%。随着油田深入开发的进行，如何开采好在珠江口海相砂岩浅层发育的一些稠油油藏，对全面提高油田采收率、实现高速开采的产量接替具有十分重要的作用。该地区稠油油藏主要分布在番禺油田，早期开发策略为开采下部的稀油油藏为主、兼顾上部稠油油藏。随着地质油藏认识的不断更新、油田储量规模的不断增大，实施了以开发上部稠油油藏为主的调整项目。调整项目实施的井大部分位于上部稠油油藏，这些生产井都是水平井，含水上升快、生产压差小，大部分有提液空间。而从油田设施处理能力来看，主要受FPSO(浮式生产储油卸油装置)油处理能力、海管混输能力一定程度的限制，综合考虑油藏、井筒、地面设施之间的制约关系，提出了地质油藏特点认识—动态分析—动态指标预测—管网一体化研究—产液结构优化方案—近期措施建议—实施效果评价的一体化研究流程(图1)，对番禺油田稠油油藏在生产水平井进行了产液结构优化研究。

以番禺4-2油田储量最大、生产井数最多的稠油油藏RE16.20为例，结合产液结构优化流程进行一体化研究。

1 地质油藏特点认识

RE16.20油藏为平面上发育的水下分流河道、河道侧翼和河口坝3种沉积微相，物源方向为北东。主要发育2条分支河道，在A20H井区有明显的近北东向的相变带，平均厚度38.8m。平均孔隙度为27.9%，平均渗透率为2560.3mD，为高孔隙度、特高渗透率储层。含油面积5.21km2，地下原油黏度46.8mPa·s，探明地质储量827.58×104m3。

图1 一体化产液结构优化研究流程图

2 动态分析及指标预测

2.1 动态分析

RE16.20油藏共8口水平生产井，其中7口在生产。从累计产油与含水率的关系可以分为3类，B08H井、B28H井、B26H井属于第3类(过渡型凸线)；A19H井、B02H井属于第2类(凸型)；A10H1井、B24H井、B27H井属于第1类(厂型)。分类型对该油藏所有生产井历史提液进行分析，所有井主要经历2～3个大的提液阶段；前1～2个阶段提液处在含水率小于90%，平均提液幅度在30%～50%左右，取得了较好的提液增油效果；第2～3个及以后阶段提液处在含水率大于90%，平均提液幅度在10%～30%左右，取得了减缓递减的效果。

2.2 指标预测

2.2.1 单井水驱可采储量计算

运用广适水驱特征曲线法[2]、甲型水驱特征曲线法及数值模拟法等相结合的方法确定单井剩余可采储量(表1)，找到油藏下步可提液的潜力。

表1 单井剩余可采储量预测表

2.2.2 单井提液能力、幅度计算

在单井剩余可采储量、无量纲采液指数预测的基础，进行单井提液幅度计算[3]，保持该油藏目前液量不变的原则下，预测1年，确定单井提液/降液倍数，A10H井为11.04,B02H井为1.04,B08H井为1.38,B24H井为1.15,B26H井为1.28,B27H井为0.47,B28H井为1.15。

3 管网模型一体化研究

3.1 油藏-井筒模型建立及分析

图2 井筒-油藏模型拟合流程图

根据建模流程(图2)，建立单井井筒模型，进行测试点压力拟合；计算井底流压及采液指数，分析单井提液空间。

3.2 管网模型建立及分析

在单井模型建立的基础上，把整个油田群106口在生产井通过管线连接到FPSO，建立油田群管网模型。

在管网模型基础上，进行系统分析提液后各设施的瓶颈。分析认为在目前条件液量下，海管混输和平台处理能力不受限制。

3.3 电潜泵举升能力适应性分析

根据泵变频特性曲线和目前泵的频率分析电潜泵是否具备调频提液的空间，结果见表2。

表2 RE16.20油藏在生产井泵工况表

3.4 现有管柱(油管)提液空间分析

4 产液结构优化方案及措施建议

表3 单井提液/降液量表

4.1 单井提液/降液量确定

在单井提液能力、幅度计算的基础上，根据提液/降液倍数，确定单井提液/降液量，结果见表3。

4.2 产液结构优化方案

在提液/降液量确定后，通过产液结构优化方案预测RE16.20油藏年累计增油量，结果见表4。

表4 产液结构优化方案预测表

表5 近期措施井表

4.3 措施建议

在保持油藏目前液量不变的原则下筛选出提液井2口、降液井2口，具体见表5。

5 实施效果

2015年1～9月，番禺3个油田稠油油藏提液总井次55次，提液效果较好，已累计增油约8×104m3，提液减缓了油田递减率。根据累计增油量与含水率变化指标对提液效果进行评价，提液有效井次52井次，占95%，主要以含水稳定增油型为主。

6 结论

1)通过地质油藏特点认识对提液可行性进行了分析，找到了油藏提液的潜力，为提液措施指明了方向。

2)通过对历史提液井次进行分类动态分析研究，得到了油藏合理的提液时机及幅度。

3)通过管网一体化研究对泵工况、适应性、管柱等进行了分析，油藏提液没有瓶颈限制。

4)通过近期措施评价，验证了产液结构优化研究的合理性。

5)产液结构优化研究是一个系统工程，应多方法、多因素、地下与井筒地面相结合。

[1]罗东红,闫正和,梁卫，等.南海珠江口盆地海上砂岩油田高速开采实践与认识[M]. 北京: 石油工业出版社,2013:87～88.

[2]张金庆.水驱油田产量预测模型[M]. 北京: 石油工业出版社,2013:113.

[3]任允鹏,李秀生,吴晓东.埕岛油田馆陶组提液时机及技术界限研究[J]. 油气地质与采收率, 2009,16(2):91～93.

[编辑] 黄鹂

2016-11-01

黄军立(1983-)，男，硕士，工程师，主要从事油气田开发方面的研究,huangjl3@cnooc.com.cn。

TE345

A

1673-1409(2017)15-0069-04

[引著格式]黄军立，李锋，闫正和，等.海相砂岩稠油油藏产液结构优化研究[J].长江大学学报(自科版), 2017,14(15):69～72.