娄小娟.
(大港油田勘探开发研究院,天津,300280)
单井的产液量对常规油藏开发效果影响不敏感,一般采用经验公式或者无因次采油采液指数进行计算即可;稠油边水油藏的开发,具有油水黏度比大,边水易突进的特征,常规的配产方法无法满足稠油油藏的开发需求。W油田位于乍得北部,是一个小型边 水稠油油藏,为满足国外高标准、严要求,采用传统配产技术与油藏实际生产状况相结合的方式,探究合理单井产液量的计算方法。
W油田是一个受反向正断层控制的断鼻构造油田;油藏埋深950~1 100 m,含油面积5.74 km2,孔隙度19.3%,渗透率238.49×10-3μm2,属于中孔、中渗油藏;地层原油平均黏度57.3 mPa·s;边水发育,是一个受构造控制的小型边水稠油油藏。2010年投产至今,主要依靠天然能量开发;截止到目前采出程度3.33%,采油速度0.4%,综合含水36.7%。
受边水突进影响,油藏面临水驱波及系数低, “有油采不出”的技术难题。部分构造中低部位油井,开井即含水,采出程度2.7%时,部分单井已水淹,进入高含水阶段。
国内外稠油油藏开发方式的研究,主要针对大型稠油油藏开展,比如辽河油田、胜利油田等大型稠油油藏。主要开展蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、火驱等核心稠油开发技术的研究,整个过程具有高投资、高收益的特征。W油田是中石油在乍得负责的小型稠油油藏,从投入产出方面考虑,大型增产技术的实施可能性几乎为零,无法借鉴大型油藏增产措施的实施。
国内稠油油藏产液量的优化,主要通过参考常规油藏的配产数据或者数模技术,如李传亮教授的《重18井区浅层特稠油水平井蒸汽吞吐参数研究》等,且大部分研究来自大型的稠油油藏,单井液量的影响对油藏的开发效果影响较小。
图1 低部位油井边水突进
W1油藏属于小型稠油油藏,边水丰富;实际生产数据显示,部分油井投产后迅速水淹,部分油井仍具有较长的无水采油期(如图1),位于低部位A1井投产后很快见水,无水采油期13天;其他井投产7个月以后,仍处于无水采油期。经研究发现,A1井地层渗透率754 md,低部位的高渗透率造成边水突进。对这种低部位近水油井,需考虑特殊物性进行合理配产。传统的单井配产方法,主要考虑单井钻遇的有效地层厚度,忽略钻遇地层物性特征的差异,无法满足国外项目的高标准、严要求。
动静结合开展适应油藏特殊性的配产方法,建立主力层系NmⅡ-1小层精细地质模型,水体体积为含油面积的5倍;取低部位典型井A1,开展小型稠油边水油藏合理单井产液量研究。
当主力油层NmⅡ-1层的渗透率分别为450 md和20 md时,对单井A1井进行提液模拟,累产油如图2所示,结果显示:随着单井日产液量的增加,累产油出现先增加后降低的现象;即:单井液量低于合理单井产液量的情况下,提液为有效的增产方式;而当单井液量高于合理单井产液量时,提液不仅造成设备浪费,且引起产量下降,直接造成经济损失,因此合理、准确地计算稠油油藏的合理产液量尤为重要。且对中高渗稠油油藏的影响大于对低渗透率油藏的影响。
图2 渗透率与累产油的关系
对渗透率分别为20 md、50 md、75 md、100 md、250 md、350 md、450 md、700 md时,对A1实施提液措施模拟,累产油曲线如图3所示,得到不同渗透率下,单井合理液量如表1;对不同渗透率与单井合理液量进行回归,发现单井合理产液量与渗透率具有非常好的相关性,如图4,得到该油藏理想条件下,渗透与合理液量的相关公式,如下:
y=0.682 1ln(x)-0.247 8
(1)
R2= 0.997 7
图3 不同渗透率与累产油曲线
图4 合理液量与渗透率曲线
表1 渗透率与单井合理日产液量统计表
低部位近水油井极易水淹,单井液量的大小直接影响边水推进的速度,传统的配产方式不考虑地层特殊物性的影响,而通过校正公式可以考虑地质的特殊性,提高单井液量的合理性,减缓边水推进速度。
W油藏主力层位有油井9口,根据测井报告读取单井在主力层的渗透率数据,根据公式(1),计算理想情况下,各单井的合理日产液量,如表2,通过单井产量所占比例,计算出各单井合理日产液量的校正系数,对传统的无因次采油采液指数的配产液量进行校正。
按照传统合理采油采液指数计算方法,目前综合含水33.4%的情况下,单井合理日产液量为17.4方/天;NmⅡ-1主力层目前开发状况下,总日产油量为139.2方/天,如表3,根据校正系数计算单井合理日产液量。
表2 单井合理日产液量及校正系数统计表
表3 合理采油采液指数配产数据表
对两种配产方式进行计算模拟,生产10年后的开发效果进行对比,如图5所示;实施10年后,校正后累计产油5.8万方,校正前增产油量0.2万方,采出程度提高0.8个百分点,对稠油油藏来说,增产效果明显。
图5 方案实施10年后累产油曲线
系数校正的方法,是小型边水稠油油藏可实施的重要稳产策略,为小型稠油油藏的稳产提供新思路;
(1)低部位近水油井极易水淹,合理配产能有效延缓边水推进速度,延长无水产油期6个月左右;
(2)近水高渗透油井,取常规配产的80%,可改善边水突进现象,确保边水连续推进;
(3)控制低部位边水推进形态,能有效改善稠油边水油藏的开发效果,提高采出程度约1个百分点。