高地饱压差油藏合理压力水平研究新方法

张 占 华

(中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 300459)

高地饱压差油藏合理压力水平研究新方法

张 占 华

(中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 300459)

海上高地饱压差油藏提高采收率的核心问题是如何保持合理的压力水平，目前对此多单独采用实验室法或数值模拟方法进行研究。针对现行研究方法的局限性，提出将岩心实验法与油藏数值模拟法相结合进行油藏工程方法验证的思路，将压力变化对储层参数影响的实验研究成果体现到数模参数场中，形成海上高地饱压差油藏保持合理压力水平的新方法。

高地饱压差； 合理压力； 实验室法； 油藏数值模拟； 提高采收率

目前关于高地饱压差油藏如何保持合理压力水平的研究相对较少。现有研究中主要是单独采用实验室法或者数值模拟方法，存在一定的弊端与局限性。实验室法不能模拟油藏真实的地下条件，对关键参数的合理确定有一定不利影响；而数值模拟方法未考虑储层关键物性参数(孔隙度、渗透率、流体渗流规律)随地层压力的变化。渤海K油田属于中渗高地饱压差油藏。本次研究将以K油田为例，将岩心实验法与油藏数值模拟法相结合，探讨高地饱压差油藏保持合理压力水平的新方法。

1 地层压力对储层物性参数的影响

1.1 地层压力对孔渗的影响

通过K油田的岩心实验数据，获得实验中的上覆压力、骨架压力、流体压力与渗透率的关系曲线(见图1)。其中，上覆压力与骨架压力和地层流体压力的关系式为[1]：

上覆压力=(1-渗透率)×骨架压力+

渗透率×流体压力

通过实验与实际生产中上覆压力、骨架压力与渗透率的关系进行对比分析，可确定实际生产中流体压力与渗透率的关系。同样，可以确定实际生产中流体压力与孔隙度的关系。

1.2 地层压力对渗透率、孔隙度的影响

对K油田岩心物性实验结果进行分析，获得孔隙度和渗透率随地层压力变化关系曲线(见图2)。从图中可以看出，随着地层压力不断下降，孔隙度和渗透率均不同程度降低。这主要是因为，地层压力的降低会导致多孔介质变形,从而引起孔隙体积缩小及孔隙度降低，多孔介质的渗透性也因此而降低[2-3]。

1.3 地层压力对渗流规律的影响

将K油田的地质特征参数与文献[6]—[8]中的实验岩心数据进行对比，发现它们有一定的相似性(见表1)。文献中实验岩心与K油田所处沉积相均为辫状河三角洲，两者的孔隙度与渗透率误差不超过5%，具有可比性。

表1 K油田地质特征参数与文献中实验岩心数据对比

结合文献中的研究方法，对K油田相对渗透率、KroKrw、束缚水残余油等参数随地层压力变化情况进行对比分析(见图3)。在压力降低的过程中，油相和水相渗透率下降，束缚水饱和度、残余油饱和度增加，两相区跨度缩小。

图1 K油田上覆压力、骨架压力与渗透率的变化关系曲线

图2 K油田孔隙度及渗透率随地层压力变化关系曲线

图3 K油田相对渗透率、KroKrw、束缚水残余油饱和度随地层压力变化曲线

2 地层压力对油井产能及采收率影响分析

将油藏工程方法与数值模拟相结合，分析不同地层压力水平对油井的产能、油田采收率的影响，进而确定高地饱压差油藏合理的压力水平。

2.1 地层压力对油井产能的影响

油井产能是指在某一压力条件下，油井能满足注采平衡的最大产能。在理想状态下，假设在某一地层压力条件下，确定注水井的注入压力、采油井最小井底流动压力，通过瞬间流体流量建立注采平衡关系式，确立在该地层压力下不同含水阶段油井的合理产能与含水的关系式。

注采平衡条件下，建立如下注采平衡关系式：

QI=QL

(1)

注入量关系式为：

QI=Iw·H砂·(piwf，max-pR)

(2)

采出量关系式为：

QL=(JL·(1-fw)·Bo+JL·fw)·H有·

(pR-pwf，min)

(3)

注水井最大井底流压piwf， max关系式为：

piwf，max=pi+Dm·ρw·0.01=0.8×p破

(4)

油井最小井底流压pwf，min关系式为：

pwf，min=pP+ph

(5)

在一定地层压力条件下，油井采油量Qo与含水关系式为：

(6)

上式中：QI—— 注入量，m3；

QL—— 采出量，m3；

Iw—— 比吸水指数，m3( MPa·d·m)；

H砂—— 砂体厚度，m；

piwf，max—— 注水井最大井底流压， MPa；

pR—— 地层压力， MPa；

JL—— 比采液指数，m3( MPa·d·m)；

fw—— 含水率，小数；

Bo—— 地层原油体积系数，无量纲；

H有—— 有效厚度，m；

pwf，min—— 油井最小井底流压， MPa；

pi—— 井口注入压力， MPa；

Dm—— 静水柱高度，m；

ρw—— 水密度，gm3；

pP—— 泵入口压力，MPa；

p破—— 破裂压力，MPa；

ph—— 静水柱压力，MPa。

根据不同压力下确定的油井产液量、产油量、注水井注入量，考虑注采平衡关系，即可计算出不同含水条件下对应的合理地层压力(见图4、图5)。

图4 不同压力条件下日产液能力、日注水能力

图5 不同含水阶段下合理地层压力曲线

对K油田多个注采井组的油水井数据进行分析计算。结果显示，该油田合理地层压力水平宜保持18.0～20.0 MPa。

2.2 地层压力对油田采收率的影响

(1) 物性参数约束机理模型中地层压力对采收率的影响。以前述研究为依据，以渤海K油田地下条件为原型建立一维水驱机理模型。以地层压降2.0 MPa为步长，利用物性参数约束机理模型确定不同地层压力下的孔隙度与油水相渗变化规律，通过修改孔隙度与油水相渗来约束数模法的模拟计算，解决数值模拟方法不能考虑储层关键物性参数(孔隙度、渗透率、流体渗流规律)随地层变化的问题[9]。

利用一维水驱机理模型，计算不同地层压力水平下通过注水开发能达到的理想采收率。结果显示，地层压力水平宜保持18.0～20.0 MPa,机理模型采收率相对较大(见图6)。该方法研究结果与前述采用油藏工程方法确定的合理地层压力水平相吻合。

图6 机理模型中不同地层压力水平下采收率变化曲线

(2) 油田实际数模模型中地层压力对采收率的影响。基于K油田实际地质模型，以采收率为衡量目标，优选该油田应保持的合理地层压力水平。与常规数模法研究不同之处在于，地质模型静态参数场中，考虑不同地层压力下渗透率的变化以及油水相渗变化，更能真实地反映随着地层压力变化对物性参数的影响[10]。在不同地层压力下，反映出不同的渗透率场变化(见图7)。

图7 不同地层压力下渗透率场约束

研究结果表明，当压力低于18.0 MPa时，采收率会出现下降的拐点。结合压力变化对产能的影响，建议合理地层压力水平宜保持18.0～20.0 MPa，为原始静压的70%～80%。

通过油藏工程法、数值模拟法研究，认为高地饱压差油田渤海K油田推荐地层压力水平宜保持18.0～20.0 MPa，为原始地层压力的70%～80%。油田通过注水开发可获得较高采收率，采收率可达33.0%(见图8)。

图8 渤海K油田不同地层压力水平下油田采出程度

3 高地饱压差油藏开发策略

早期，当地层压力未达18.0 MPa时，注水井先期排液依靠天然能量进行开发，充分利用该油田高地饱压差得天独厚的优势。一方面，注水井先期进行排液生产，提高油田整体采油速度，通过井间动态，进一步挖掘地下储层连通性及油藏潜力；另一方面，有效地降低注水井注水压力，以利于后期的注水开发。

当地层压力达到18.0 MPa时，注水井及时转注，采用注水开发。先期排液注水井及时转注，以1.0～1.1的注采比例保持注采平衡，确保油田在合理地层压力状态下完成注水开发。

在此高地饱压差油藏总体开发策略的有效指导下，油田开发中顺利完成了两个开发阶段的转变，实现了高效平稳开发，获得了巨大的经济效益。在该开发策略指导下，K油田早期充分利用了天然能量。 2015 — 2016年，注水井先期排液生产累计增油量达35.5万m3，为完成产量任务作出了很大贡献。 2015年底，地层压力下降到18.0 MPa左右，注水井及时转注，补充地层能量，直至目前整个油田保持了平稳生产。

[1] 蔡勇胜，范荣菊.渤南油田储层压力敏感性分析[J].油气地质与采收率, 2003，10(8)：77-78.

[2] 刘丽，房会春，顾辉亮. 地层压力保持水平对低渗透油藏渗透率的影响[J]. 石油钻探技术, 2011，39(2)：104-107.

[3] 王杨，解伟，赵丰年. 地层压力变化对低渗透油藏影响规律研究：以延长油田杏2005井区为例[J]. 石油地质与工程, 2014，28(1)：88-90.

[4] 郑旭，汪周华，黄天杰. 注采过程中岩石物性参数变化规律研究[J]. 特种油气藏, 2006，13(1)：86-89.

[5] 杨满平，李治平，李允. 油气储层多孔介质的变形理论及实验研究[J]. 天然气工业, 2003，23(6)：110-113.

[6] 周文胜，熊钰，徐宏光，等. 疏松砂岩再压实作用下的物性及渗流特性[J]. 石油钻探技术, 2015，43(4)：118-123.

[7] 李莲明，李治平，车艳. 砂岩气藏地层压力下降对束缚水饱和度的影响[J]. 新 疆 石 油 地质，2010，31(6)：626-628.

[8] 吕成远. 油藏条件下油水相对渗透率实验研究[J]. 石油勘探与开发, 2003，30(4)：102-104.

[9] 朱绍鹏，李茂，劳业春，等. 考虑压敏效应的油藏数值模拟研究[J]. 吐哈油气, 2012，17(4)：361-363.

ANewMethodforReasonablePressureRetentionLevelofHighSaturationPressureReservoir:aCaseStudyofKOilfieldinBohai

ZHANGZhanhua

(Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tianjin 300459, China)

The core problem of enhancing oil recovery in the offshore oilfield of the high saturation pressure difference is the reasonable pressure level, but the current research is on the sole use of laboratory method or numerical simulation method. According to the limitations, the idea of combining core experiment method with reservoir numerical simulation method takes its shape through reservoir engineering method. It reflects the influence of pressure on reservoir parameters to the model parameters in the field, forming the method of the reasonable pressure retention level in the offshore high saturation pressure difference reservoir.

high saturation pressure difference; reasonable pressure level; laboratory method; reservoir numerical simulation; enhancing oil recovery

2017-07-14

“十三五”国家科技重大专项“渤海油田加密调整及提高采收率油藏工程技术示范”(2016ZX05058001)

张占华(1980 — )，男，硕士，工程师，研究方向为油气田开发工程。

TE357

A

1673-1980(2017)06-0021-05