延長油田南溝區塊開發歷史數據恢復及應用

2012-09-15 01:04:32孫來喜袁少民鄧虎成

特種油氣藏 2012年5期

孫來喜，袁少民，鄧虎成，李麗，王博

(1.油氣藏地質與開發工程國家重點實驗室西南石油大學，四川成都 610059; 2.成都理工大學，四川成都 610059;3.中油大慶油田有限責任公司，黑龍江大慶 163712; 4.中油長慶油田分公司，陜西西安 710018)

延長油田南溝區塊開發歷史數據恢復及應用

孫來喜1，2，袁少民3，鄧虎成2，李麗2，王博4

延長油田南溝區塊開發過程中主要記錄了部分井的初期月產油量、現階段日產油量和累計產油量數據，缺乏產水、壓力及投產時間等部分數據，地下儲量動用程度及壓力場不明，給后期開發調整帶來困難。依據油藏彈性能量開發遞減規律，按照阿爾普斯遞減模型，將各井累計產油量劈分到歷史階段，再利用油藏數值模擬，采取定產油量方法進行參數擬合、確定產液量，從而確定地層壓力。通過部分資料井的檢驗證明恢復歷史數據的有效性。利用恢復的歷史動態數據和數值模擬剩余油分布，部署優化油藏開發方案，達到提高油藏開發效果目的。

歷史數據恢復;數值模擬;地層壓力;剩余油;井網優化;延長油田

引言

延長油田南溝區塊是采用天然能量進行開采的低滲砂巖油藏。由于油水同層，現階段含水率很高，油藏只部署了采油井網，沒有注水井，為此進行注采井網調整研究。油藏自20世紀80年代開始投入開發，2005年進入大規模開發階段。因為歷史原因，南溝區塊只有部分井有初期單井月產油量數據，部分井有投產年份數據。全部生產井自2010年2月以后的日產油、日產水數據以及累計產油數據。進行下步調整的基礎是恢復油藏開發全過程的歷史生產數據，在驗證恢復歷史數據正確的情況下，進行油藏地層壓力、剩余油分布及油藏開發井網調整研究。

1 歷史數據恢復

1.1 遞減規律分析

圖1 南溝低滲透油藏產量遞減規律示意圖

研究區為采用地層能量開發的低滲－特低滲透砂巖油藏，儲層非均質性弱，沉積相砂體展布均勻。由于從未進行注水開發，因此整個油藏生產井遞減規律具有較強的一致性。根據研究區低滲透砂巖油藏天然能量生產數據統計規律［1］可知(圖1):1～12個月為快速遞減期，在這一期間隨著開發時間推移，地層壓力和產油量都快速下降，呈指數型遞減;12～36個月期間，隨著開發的繼續進行，地層壓力經歷了前期的快速下降之后，下降速度有所減緩，產油量下降趨勢與地層壓力下降同步，這一期間，產油量呈雙曲型遞減;生產36個月以后，油藏產油量遞減率基本上都達到0.226 29，按照調和遞減計算產油量。這個時期地層壓力和產油量繼續下降，但是下降速度變得更加緩慢，隨著時間的推移，在48～54個月后逐漸趨于平穩。

1.2 劈分過程研究

根據已有數據，按照不同階段的遞減規律，針對不同數據，擬定劈分流程(圖2)。

圖2 南溝區塊生產井產油量劈分流程

1.3 歷史數據恢復過程

按照圖2所示，依照單井歷史數據缺失的4種類型進行數據恢復。

(1)有初期月產油量(初期月產油/第1個月生產時間=初期日產油量)、末期日產油量數據和累計產油數據，缺少投產時間、中間生產期間歷史日產油量數據:采用定生產時間為當年7月開始(由于缺少數據的生產井較多，按照加權平均法取1 a的中間值，以達到誤差對累計產油量影響最小)和定遞減階段的方法。

(2)有末期日產油量數據和累計產油數據，缺少投產時間、投產初期月產油量數據和中間生產期間歷史日產油量數據:定生產時間為當年7月開始、定初期日產油量和定遞減階段的方法。

(3)有投產時間、末期日產油量數據和累計產油數據，缺少投產初期月產油量數據和中間生產期間歷史日產油量數據:采用定初期日產油量和定遞減階段的方法。

(4)有投產時間、初期月產油量、末期日產油量和累計產油量數據，缺少中間生產期間歷史日產油量數據:采用定遞減階段的方法。

按照圖2中劈分流程，采用投產初期呈指數遞減規律、中期呈雙曲遞減規律和末期呈調和遞減規律［1］(遞減率達到0.226 29)，進行歷史數據計算。在滿足遞減規律的情況下，不斷調整圖2中各個階段中遞減計算公式中的遞減率和遞減時間，直到3種遞減規律計算恢復所得歷史數據之和與累計產油量相吻合為止，完成單井整個生產階段缺少部分的歷史數據恢復過程。通過這種辦法恢復得到了研究區168口生產井完整歷史過程開發動態數據。

1.4 歷史擬合

按照遞減規律劈分計算所得，進行產液量、產油量、含水率歷史擬合(圖3)。實際結果表明，擬合效果較好，具有相當高的一致性。由于采用定產油量擬合，因此產油量擬合曲線完全吻合;產水量和產液量的擬合度也比較好，說明反演計算所得數據真實可靠。證明歷史動態數據恢復所選擇的計算方法是適合且正確的。

圖3 井區擬合參數與歷史參數對比

2 恢復歷史數據的應用

2.1 合理地層壓力研究

地層壓力過高或者過低都會影響油田的采液速度和最終采收率。地層壓力的影響因素包括:累計產油量、累計產水量、累計注水量及油、水、巖石的物性(壓縮系數、體積系數)［2－3］。長2油藏的合理地層壓力綜合取值為4.8 MPa。根據恢復所得歷史數據，擬合油藏開發歷史［4－5］，得出模擬地層壓力曲線(圖4)，與油藏地層壓力變化規律吻合較好。

2.2 剩余油分布研究

根據恢復所得歷史動態數據進行油藏數值模擬［6－8］，根據影響平面儲量動用的因素(儲層非均質性、注采井網完善程度、區域注采結構差異、油藏構造對開發效果的影響)，縱向儲量動用狀況等因素，得出儲層剩余油分布以及剩余地質儲量分布等(圖5)。南溝區塊長223層展布穩定，厚度小，滲透率低，生產過程中影響因素相對較少。總體上看，儲量動用最好的區域是中部區域，而北部和南部儲量動用差，中部的綜合含水低，而周邊區域綜合含水較高。

圖4 南溝區塊模擬計算地層壓力變化曲線

2.3 井網優化研究

調整加密井網共有2套，21個開發方案(表1)。采用反七點注采井網開發，在相同采液速度下，注采比越大，采出程度越低，地層壓力恢復越快，累計產水量越大，綜合含水高［9－14］。綜合考慮產液量、產油量、注水量、地層壓力及采出程度，認為注采比為1.04∶1.00對應的開發效果較好。在相同注采比下，采液速度越大，采出程度越高，地層壓力恢復越快，地下虧空減小，累計產水量越大，綜合含水高。綜合考慮產液量、產油量、注水量、地層壓力及采出程度可知:①加密井網1采液速度為5.08%(方案8)，對應的開發效果較好，預測到2050年底，采出程度為20.4%;②加密井網2采液速度為7.687%(方案17)，對應的開發效果較好。預測到2050年底，采出程度為25.17%。