渤海不同黏度油藏水驅開發特征研究

岳寶林，劉 斌，石鴻福，解 婷，張 偉

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引言

與陸地油田的邊開發邊認識模式不同，海上油田開發在完成儲量規模認識與產量指標預測后，要一次性完成開發平臺的投建工作。伴隨著開發的進行，不同油田地質油藏能力與地面工程處理能力的矛盾日益突顯。產液能力強、開發壽命長的油藏面臨著平臺需要擴建改造問題;產液能力弱、開發壽命短的油藏面臨著設計冗余、初期投資浪費問題。因此，亟待研究不同黏度油藏不同的開發動態規律特征。

1 不同黏度油藏開發概況

渤海礦區開發實踐中總結出在以高滲儲層(滲透率＞500 mD)為主的油藏條件下，對油層黏度＜450 mPa·s的油藏可以采用常規水驅開采的動用策略[1-7]。不同黏度油藏呈現不同的開發規律，與平臺設計存在不同的匹配程度。以渤海礦區某32-2、某1-1、某19-3、某17-2油田4個典型油藏為例，其中某1-1、某19-3油田呈現渤海礦區典型的主力油藏特征，地層原油黏度分別為129 mP·s，34 mP·s，高含水期液處理能力為初期產能的3～4倍，開發壽命預測25年，目前總結與平臺設計壽命基本匹配，但伴隨著原油黏度的上下變化，油藏開發動態與平臺設計呈現不同的矛盾:

1)某32-2油田地層原油黏度為439 mP·s，油水黏度比大，投產后含水突升，一方面隨著含水上升，油井提液潛力大而平臺液處理能力已到瓶頸;另一方面開發壽命短，以常規25年來設計的平臺壽命存在一定冗余。

2)某17-2油田地層原油黏度為3 mP·s，油水黏度比低，投產后含水上升慢，一方面油井提液能力差，平臺液處理能力存在一定冗余;另一方面開發壽命長，預測30年，平臺后期需要改造加固。

2 水驅開發動態研究

油藏整體的動態數據由所有單井的指標疊加而成，在油藏動態分析工作中發現，同一類型油藏不同的油井投產順序呈現出不同的開發特征。例如油井逐次投產的油藏與一次性投產的油藏相比較，受新井對增油降水的影響，逐次投產的油藏呈現出更好的開發特征，但實際上最終開發效果基本相同。為了規避此類情況對開發特征研究的噪音影響，該文基于油藏單井的平均動態數據對開發特征進行提煉。

2.1 單井產液量與含水關系特征研究

橫坐標為含水時，將所有單井月產液、產油量與含水的關系處理到一張圖版上，如圖1所示，以5%的含水為間隔，將單井所有數據分為20個區間，每個區間分別求取平均含水率與產液、產油量，得到反映油藏單井平均特征的產液、產油曲線。

圖1 油田單井產液量曲線、產油量曲線圖Fig.1 Oil field single well fluid production curve and oil production curve

應用單井平均特征曲線提取方法完成不同黏度油藏無因次采液指數曲線編制，渤海礦區絕大多數水驅開發主力油田已進入高采出、高含水的“雙高期”階段。伴隨著油田開發過程中含水率的升高，油田穩產難度越來越高。保持地層壓力的條件下，需要不斷提高產液量來保持穩產。不同油田受到不同地質條件、油品性質的影響，呈現不同的液量變化規律[8-15]。如圖2所示，中、低含水階段單井產液量基本平穩，進入高含水階段(60%～90%)隨著含水的上升，單井產液量上升且上升幅度逐漸加快。對比不同黏度無因次采液指數曲線，地層原油黏度越高，伴隨著含水的上升流動改善效果越明顯，采液指數上升幅度越高，在特高含水階段(＞90%)稀油單井產液量能達到初期產液量的1.5～3.5倍;稠油單井產液量則能達到初期產液量的4.5～6.5倍。

圖2 不同黏度油藏無因次采液指數曲線Fig.2 Dimensionless production index curve for different viscosity reservoirs

結合不同黏度油藏各含水階段液量增長幅度和下泵實踐研究(如圖3所示)，低、中含水階段(＜60%)依據調頻操作可滿足提液需求，進入高、特高含水階段(＞60%)，稀油油藏可通過調頻+換大泵的方式滿足提液需求;稠油油藏油水黏度比高，液量增長幅度大，則主要通過更換大泵[16]滿足提液需求，平臺液處理能力設計要預留該類油藏提液空間。

圖3 不同含水率對應下泵排量曲線Fig.3 Pump displacement statistics for different water content

2.2 單井產油量與含水關系特征研究

應用單井平均特征曲線提取方法完成不同黏度油藏無因次采液指數曲線編制，如圖4所示。稠油油藏開發水突進嚴重，低含水階段(0%～20%)，伴隨著含水上升，產油量快速下降;中含水階段(20%～60%)，提液幅度彌補了含水上升的影響，產油量小幅上升;高、特高含水階段(60%～90%，＞90%)產油量下降幅度逐漸加快。該類油藏大部分可采儲量是在中高含水期采出的，為保持油田的相對穩產，對該類油藏后期提液提出了更高要求，開發過程中應結合檢泵、變頻等方案逐步提高液量，可有效緩解油田遞減[17-18]。稀油油藏伴隨著含水上升，提高液量對增油的影響逐漸減小，采油指數下降速度逐漸加快，為了保持較高的采油速度，要提液與控水并重，盡量延長中、低含水開發階段。

圖4 不同黏度油藏無因次采油指數曲線Fig.4 Dimensionless oil recovery index curve for different viscosity reservoirs

2.3 單井含水率隨時間關系特征研究

當橫坐標為時間時，將所有單井投產日期拉齊到同一時間原點(如圖5所示)，按月完成單井含水隨時間變化的圖版繪制，求取每個時間節點上的平均含水率，得到反映油藏單井平均特征的含水曲線。

圖5 油田單井含水率曲線Fig.5 Oil field single well water cut curve

應用單井平均特征曲線提取方法完成不同黏度油藏含水率曲線編制，如圖6所示。地層原油黏度越高，含水上升速度越快。以某32-2油藏為例，投產1年半即進入高含水階段(含水＞60%)，3年即進入特高含水階段(含水＞90%)。針對此類稠油油藏含水上升速度快，單井開發周期短的特征，可考慮少井槽、多輪次的開發方式，一輪次開發單井產量低于經濟界限后，采用側鉆、上返[19]等方式延長油藏開發周期。

圖6 不同黏度油藏單井含水率隨時間變化曲線Fig.6 Water cut of single well over time curve for different viscosity reservoirs

伴隨著油田地層黏度的降低，含水率曲線由凸型特征向S型曲線過渡。應用含水率模型如Logistic曲線可以在含水率實際數據的基礎上實現曲線的擬合與預測，結合無因次采液指數(含水率與采液指數關系)、無因次采油指數(含水率與采油指數關系)，可實現類似油田的全壽命指標預測。稀油油藏平臺設計壽命常規選取25～30年，稠油水驅油藏采收率低，經濟開發周期短，平臺設計壽命可適當降低至10～15年，有效降低初期投資成本。

2.4 單井累積液油比與累積產油關系特征研究

當橫坐標為累積產油量時，將所有單井投產日期拉齊到同一時間原點(如圖7所示)，完成每口單井累積液油比與累積產油量的圖版繪制，以每累積0.2×104m3產油量為節點，求取每個節點上的平均累積液油比，得到反映油藏單井平均特征的丙氏水驅曲線。

圖7 油田單井丙氏曲線圖Fig.7 Oilfield single well C curve diagram

應用單井平均特征曲線提取方法完成不同黏度油藏丙氏曲線編制，如圖8所示。單井可采儲量主要受儲層厚度、流體性質影響，為單因素表征地層原油黏度的影響，橫坐標應用單位厚度累積產液進行研究，應用丙氏曲線[20]可計算不同黏度水驅油藏單井單位厚度可采儲量，伴隨著地層黏度的變化，單位厚度單井可采儲量為(0.32～0.46)×104m3/m。海上油田基于經濟評價界限要滿足(8～10)×104m3的單井可采儲量，應用該成果可初步估算同類油藏的可采儲量，計算采收率，水驅油藏伴隨著地層黏度升高，采收率從37.6%降低至13.5%。

圖8 不同黏度油藏丙氏曲線圖Fig.8 Statistics of cumulative liquid-oil ratio and cumulative oil production per well

2.5 不同黏度油藏動態特征研究總結

應用單井平均開發動態的提取方法，選取渤海礦區地層原油黏度分別為439 mP·s，129 mP·s，34 mP·s，3 mP·s的4個典型油藏，完成了不同黏度油藏液量與油量隨含水變化幅度、提液界限、含水變化規律、單位厚度可采儲量、開發壽命等開發動態規律研究，如表1所示。

表1 渤海典型油藏開發動態總結表Table 1 Statistical table of development characteristics of typical oil reservoirs in Bohai Sea

3 結論

1)為消除不同單井投產順序對油藏開發特征的噪音影響，將所有單井動態數據拉齊到同一原點，平均化的動態數據反映出了該油藏的單井開發特征。

2)在特高含水階段(＞90%)，稀油單井產液量能達到初期產液量的1.5～3.5倍;稠油單井產液量則能達到初期產液量的4.5～6.5倍。平臺液處理能力設計要為不同油藏預留不同的提液空間，既避免設計冗余，也要充分發揮出油藏開發潛力。

3)稠油油藏大部分可采儲量是在中高含水期采出的，開發過程中應結合檢泵、變頻等方案逐步提高液量，有效緩解油田遞減;稀油油藏伴隨著含水上升，提高液量對增油的影響逐漸減小，要提液與控水并重，盡量延長中、低含水開發階段。

4)稀油油藏平臺設計壽命常規選取25～30年，稠油水驅油藏采收率低，經濟開發周期短，平臺設計壽命可適當降低至10～15年，有效降低初期投資成本。