Logistic曲線在潿洲油田群含水規律研究中的應用

洪楚僑,楊志興,蘇崇華,李英蕾

(中海石油(中國）有限公司湛江分公司,廣東湛江 524057）

Logistic曲線在潿洲油田群含水規律研究中的應用

洪楚僑,楊志興,蘇崇華,李英蕾

(中海石油(中國）有限公司湛江分公司,廣東湛江 524057）

含水上升規律研究是油田動態分析的重要內容,應用Logistic生長曲線統一表征油田含水上升規律,并建立了潿洲油田群不同主力產層的油田含水上升模式。研究表明以潿洲組為主力產層的油田在生產過程中具有凸型的含水率上升規律,以角尾組為主力產層的油田在生產過程中具有S型的含水率上升規律,而以流沙港組為主力產層的油田在生產過程中則具有凹型的含水率上升規律。應用潿洲油田不同主力產層典型的含水率上升方程,結合區域產量規劃研究,預測了潿洲油田群的產水量情況,為油田群水處理設施的建設規劃提供了基礎。研究方法對油田開發管理及區域規劃具有一定的借鑒意義。

潿西南凹陷;含水模式;Logistic曲線

潿西南凹陷位于南海北部灣盆地北部拗陷北部,是我國海上油氣田開發的較成熟區域[1](圖1）,已廢棄油田1個、在生產油田7個 (表1）并將陸續有新油田建設投產。除1990年W1油田生產調整,1999年W3油田投產以及2007年W2油田間歇停產造成含水率曲線較大變動外,隨著W2、W3等油田進入開發中后期,潿洲油田群的產水量逐年攀升,2003年后綜合含水率在70%～80%之間波動。截至2010年5月,潿洲油田群累計產出原油2 858×104m3,綜合含水78%,并呈進一步上升趨勢。

油田綜合含水率不斷上升,一方面造成生產成本增加,另一方面對生產處理設施能力造成很大挑戰。因此,認清油田含水上升變化規律,建立起含水變化預測模式,對于指導油田合理開發調整、海上配套生產設施的建設以及區域開發規劃均具有重要意義。

1 含水上升一般規律

水驅油田含水上升規律常用含水率與地質儲量采出程度或者技術可采儲量的采出程度關系曲線來表示。根據大量注水開發油田的生產資料統計[2],含水上升規律一般可分為3種基本模式(圖2）:凸型、S型和凹型。

圖1 潿西南凹陷地質背景及油田分布(根據文獻[1]修改）Fig.1 Geological background and oilfields location of Weixinan depression

一般情況下,高油水黏度比油藏的含水與采出程度曲線呈凸型[3],開采特點為無水采油期短、油井見水早、含水率上升快,高含水期是主要的采油期,開發效益相對差;低油水黏度比油藏的含水與采出程度曲線呈凹型,開采特點為無水采油期長、油井見水晚、含水率上升慢,大部分可采儲量在低含水期采出,開發效益較好;油水黏度比介于中間的含水與采出程度曲線呈S型。

表1 潿西南凹陷在生產油田構造儲層情況Tab.1 Structure and reservoir property of Weixinan depression oilfields

圖2 含水上升模式Fig.2 Modes of water-cut increasing

通常對于不同形態的含水率上升模式用不同的表達式分別表征,這要求在分析油田的含水規律時先進行含水率上升模式的判斷后再進行擬合,要么用凸型表達式作圖擬合,要么用S型或凹型表達式作圖擬合,擬合效果相對較差且操作不便。而且實際上油田的含水上升規律很多處于3種典型的上升模式之間,因此迫切需要一個能統一表達3種含水上升模式的表達式。參考油田產量預測中常用的Logistic生長曲線的形式[4,5],對3種含水上升模式進行統一的表述為:

圖3 含水上升曲線擬合圖版Fig.3 Typical curve of water-cut incerasing

式中:f w為含水率;R為可采儲量采出程度;p1、p2、p3、p4為擬合參數。

與許多經驗公式相同,擬合參數 p1、p2、p3、p4在這里還未有確切的物理意義,但是有其自身的變化范圍和趨勢。其中,參數 p3是含水上升模式的主控因素,當 p1=p4=1,p2=50時,p3逐漸變小,含水率上升曲線形態從凹型向凸型變化,p3參數的值在-10時為 S型(圖3）。

2 潿洲油田群含水上升模式

影響油田含水上升的因素可分為油藏地質因素和開發因素兩類,油藏地質因素是儲層固有屬性對含水上升規律的影響,主要有油層的非均質性、原油黏度以及初始含水飽和度,開發因素是開發調整過程中采取的一些調整方式和調整措施對含水上升規律的影響,主要是井網控制程度、采液強度等,具體油田需具體分析[6]。而影響海上油田含水上升規律的因素主要是構造特征和儲層特征[7]。

沉積環境決定了儲層非均質性。潿西南凹陷流沙港組是陸相三角洲沉積,具有油層隔夾層多、連通性差、邊底水能量較弱等特點;角尾組是海相潮坪沉積,具有油層厚、均質性好、水體能量充足等特點。由圖4可見潿洲油田以不同儲層為主力產層將有不同的含水上升規律,以下分主產層選取有較長生產歷史的幾個油田進行分析。

圖4 潿西南各油田含水率上升情況Fig.4 Water-cut curves of Weixinan depression oilfields

2.1 潿洲組

W3油田主要產層是潿洲組[8],分為南塊、中塊3井區、中塊4井區及北塊,建有平臺2座,生產井28口,注水井10口,A平臺于1999年6月12日投產,B平臺于2003年12月16日投產。截至2010年5月,共采油892.73×104m3,天然氣14.86×108m3,水758.67×104m3。采出程度19.66%,目前油田綜合含水61.1%,日產油1 600 m3/d。

W3油田儲層是辮狀河三角洲前緣水下分流河道沉積,儲層非均質性較強,地層原油黏度 1.85 mPa.s,油水黏度比5.43,油井平均采液強度4.09 m3/m·d,注水井平均注水強度4.45 m3/m·d。含水上升具有早期上升快、后期上升慢的特點,主要受開發后期實施老井側鉆、補孔及卡換層等調整措施的影響。本文所提出的含水上升模式表達式能很好描述W3油田的含水上升規律(圖5）,以潿洲組為主要產層的W3油田具有凸型含水上升規律(表2）。

圖5 W3油田含水上升模式擬合Fig.5 Water-cut mode of W3 oilfield

2.2 角尾組

W2油田主要產層是角尾組[9],于1993年9月19日投產,油田現有A、B、C 3座生產平臺,采油井35口,回注井2口。油田依靠天然能量開發,截至2010年5月,累積采油1 285.73×104m3,天然氣0.45×108m3,水4 035.58×104m3。目前采出程度46.24%,油田綜合含水93.4%,日產油1 200 m3/d。

表2 潿洲油田含水上升模式擬合參數Tab.2 Water-cut mode parameters of Weixinan depression oilfields

W2油田儲層是海相潮坪沉積,均質性好,水體能量充足,地層原油黏度5.29 mPa·s,油水黏度比12.60,油井平均采液強度56.57 m3/m·d,回注井平均注水強度81.86 m3/m·d。含水上升較為平穩,本文所提出的含水上升模式表達式能較好描述W2油田的含水上升規律(圖6）,由于大底水的影響,生產前期實際含水上升比模式快、后期底水托進使剩余油較為集中于構造頂部而含水上升比模式慢。以角尾組為主要產層的W2油田具有S型含水上升規律,參數見表2。

圖6 W2油田含水上升模式擬合Fig.6 Water-cut mode of W2 oilfield

2.3 石炭系

W8油田主要產層是石炭系[10],于1989年發現,1991年8月投產,該油田位于 W1油田北部,兩油田以潿西南1號斷裂相隔,是一個碳酸鹽巖古潛山油田,目前已廢棄,共累積采油124.40×104m3,產水5.10×104m3,采收率20.63%。

W8油田儲層石炭系碳酸鹽巖風化殼,儲層連通性差,地層原油黏度 4.60 mPa·s,油水黏度比13.53,油井高峰采液強度30.50 m3/m·d。由于水體能量弱,含水上升速度一直較慢,本文所提出的含水上升模式表達式能很好描述W8油田的含水上升規律(圖7）,以石炭系為主要產層的W8油田具有凹型含水上升規律,參數見表2。另外,由于儲層連通性較差、水體能量相對較弱,以流沙港組為主產層的油田同樣具有凹型含水上升規律,并且與石炭系W8油田有類似的含水上升模式(圖8）。

圖7 W8油田含水上升模式擬合Fig.7 Water-cut mode of W8 oilfield

圖8 W5油田含水模式預測圖(a）和W6油田含水模式預測(b）Fig.8 Water-cut mode of W5 oilfield(a）and Water-cut mode of W6 oilfield(b）

以上三個油田均使用不規則的布井方式,高峰采油速度3%～4%。由上述可知,三個油田地下原油黏度相差不大而儲層連通性及水體能量迥異。潿洲組W3油田由于注水開發早期含水上升快、后期實施調整措施含水上升慢;角尾組W2油田儲油層厚、底水均勻托進,含水上升較為平穩;石炭系 W8油田由于儲層連通性差,水體能量弱,含水上升速度一直較慢。

總體而言,潿洲油田群不同主產層的含水上升模式不同。潿洲組陸相儲層連通性較好、水體能量較充足,含水曲線為凸型;石炭系碳酸鹽儲層、流沙港組陸相儲層物性非均質性嚴重、連通性差、邊底水能量弱,含水曲線為凹型;角尾組海相儲層層厚物性好、水體能量大,含水曲線為S型。在區域含水預測中,可以使用W3油田模式、W2油田模式、W8油田模式分別代表主產層潿洲組、角尾組、石炭系與流沙港組的油田含水模式。

3 潿洲油田群生產含水率預測

潿洲油田群規劃產量的構成包括在生產、在建設、在評價以及待發現等不同狀態的油田,對于采用遞減分析排產的老油田和采用概算方法排產的新油田的產水量預測則需要先進行含水模式擬合和含水預測。結合潿洲油田群產量規劃研究,根據規劃油田的主產層不同分別選用本文總結出的W3油田、W2油田和W8油田含水上升模式進行產水量預測(圖9）,為潿洲油田群未來水處理設施的建設規劃工作打下基礎。

圖9 潿西南凹陷產量規劃Fig.9 Production programming of Weixinan depression oilfields

從圖9可以看出,在未來10年里,潿西南區域生產綜合含水率將在前兩年有所下降,后由于老油田廢棄、新油田建設等因素生產綜合含水率有小范圍波動,總體保持在60%～70%之間。

4 幾點認識

(1）油田開發含水上升規律的3種形態可以使用變形的Logistic生長曲線統一表述。

(2）潿洲油田群中以潿洲組為主要產層的油田在生產過程中具有凸型的含水上升規律,以角尾組為主要產層的油田在生產過程中具有S型的含水上升規律,而以石炭系、流沙港組為主要產層的油田在生產過程中則具有凹型的含水上升規律。

(3）按照最新預測結果,潿洲油田群生產綜合含水率將在今后前兩年有所下降,后保持在60%～70%之間,這個結果可為區域水處理設施的建設規劃工作提供基礎。

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Application of Logistic curve in the water-cut mode of Weizhou Oilfields

Hong Chuqiao,Yang Zhixing,Su Chonghua,Li Yinglei
(Zhanjiang Branch of CNOOC(China）Ltd.,Zhanjiang Guangdong,524057）

Study on water-cut increasing law was important in oilfield dynamic analysis and logistic growth curve was used to present this law.Three kinds of curve shapes of water-cut mode was characterized uniformly in this paper.The water-cut mode in different producing layers in Weizhou oilfields was established.It was found that the water-cut increasing curve of oilfields with the main producing layers of Weizhou group was a convex shape,oilfields with the main producing layers of Jiaowei group was a“S”shape,while water-cut curve of oilfields with the Liushagang group as main producing layers was a concave shape.Application of the typical watercut mode of Weizhou oilfields was applied to different producing formation oilfields,and combined with regional production planning,the water production of Weizhou oilfields was forecasted which was the base of construction planning of water treatment equipment.The method was useful for oilfield production management and regional production planning.

Weixinan depression;water-cut mode;Logistic curve

TE357.6

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2011.01.068

1008-2336(2011）01-0068-05

2010-08-27;改回日期:2010-09-28

洪楚僑,男,1981年生,工程師,主要從事油藏工程研究。E-mail:hongchq@cnooc.com.cn。