南海東部海相砂巖油藏開發(fā)井網(wǎng)適應(yīng)性定量評(píng)價(jià)

徐 偉,繆 云,閆正和,李 偉

(中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司,廣東深圳 518067)

井網(wǎng)適應(yīng)性評(píng)價(jià)是油田開發(fā)方案設(shè)計(jì)中的重要環(huán)節(jié),完善的開發(fā)井網(wǎng)可以助力油藏驅(qū)替體系,充分發(fā)揮其功能,實(shí)現(xiàn)較好的驅(qū)替效果[1-3]。前人曾通過(guò)數(shù)學(xué)模型、數(shù)值模擬、灰色關(guān)聯(lián)法等方法確定評(píng)價(jià)參數(shù),或者基于油田生產(chǎn)動(dòng)態(tài)和井網(wǎng)密度、井網(wǎng)與砂體等關(guān)系進(jìn)行井網(wǎng)評(píng)價(jià)[4-6]。目前研究均以陸上油田為主,對(duì)于海上油田的井網(wǎng)適應(yīng)性鮮有涉及。科研人員也利用謝爾卡喬夫公式確定分層系開發(fā)油藏、注水開發(fā)油藏,以及海上稠油油藏的井網(wǎng)加密潛力[7-9],從相關(guān)應(yīng)用情況來(lái)看,謝爾卡喬夫公式與油藏地質(zhì)特征有關(guān)聯(lián)。目前對(duì)于謝爾卡喬夫公式在海相砂巖油藏上的應(yīng)用并沒(méi)有相關(guān)修正方法的研究,前人曾利用實(shí)驗(yàn)開展多層稠油油藏干擾系數(shù),或建立數(shù)學(xué)模型分析層間動(dòng)態(tài)干擾情況[10-12],但對(duì)于同一層內(nèi)的井間干擾分析涉及較少。部分學(xué)者基于甲乙丙丁4種水驅(qū)特征曲線開展水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量推導(dǎo)[13-14],但在水驅(qū)曲線使用中需要用到常數(shù)值,該常數(shù)在不同油田存在差異,常見的是7.5,但該數(shù)值在海上油田沒(méi)有統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn),因此該方法具有一定的局限性。

目前,海相砂巖油藏在南海東部油田中占據(jù)主導(dǎo)地位,產(chǎn)量貢獻(xiàn)大,但海相砂巖油藏井網(wǎng)適應(yīng)性研究成果較少[15],因此,對(duì)其井網(wǎng)進(jìn)行適應(yīng)性評(píng)價(jià)意義重大。

1 井網(wǎng)加密潛力評(píng)價(jià)

海上油田生產(chǎn)實(shí)踐表明,通過(guò)部署加密調(diào)整井挖潛,可以提高油藏波及程度,進(jìn)而提高油田采收率。因此,對(duì)井網(wǎng)進(jìn)行加密潛力評(píng)價(jià)非常重要,謝爾卡喬夫方法為行業(yè)內(nèi)常用的油藏工程方法。

1.1 謝爾卡喬夫公式校正

謝爾卡喬夫公式是從前蘇聯(lián)時(shí)期引入的計(jì)算井網(wǎng)密度與油藏采收率關(guān)系的著名公式,其公式為:

(1)

式中:ER為油藏采收率,%;Ed為驅(qū)油效率,%;a為井網(wǎng)密度校正系數(shù);S為井網(wǎng)密度,口/km2。

經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期實(shí)踐,石油專家基于地層流動(dòng)系數(shù)劃分將謝爾卡喬夫公式表征成具體形式,如表1所示[16],其中的常數(shù)項(xiàng)表示洗油效率,e的指數(shù)次方計(jì)算的是井網(wǎng)波及系數(shù),井網(wǎng)密度愈大,波及系數(shù)越高。

表1 不同地層流動(dòng)系數(shù)下的謝爾卡喬夫公式

實(shí)踐表明,上述陸上油田常用的公式在南海東部油田并不適用。考慮南海東部海相砂巖油藏實(shí)際開發(fā)情況,以不同黏度區(qū)間的驅(qū)油效率室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果為基礎(chǔ)來(lái)確定驅(qū)油效率,如表2所示,可以看出,當(dāng)驅(qū)替倍數(shù)由30 PV增加至2 000 PV,水驅(qū)油效率可增加9.3%～21.8%。生產(chǎn)實(shí)踐及相關(guān)研究表明,水驅(qū)油孔隙體積倍數(shù)選用2 000 PV比較符合實(shí)際地層中高倍數(shù)驅(qū)替情況[17-18],因此,2 000 PV下的驅(qū)油效率被認(rèn)為是極限驅(qū)油效率,這為海相砂巖油藏大液量挖潛提供了理論基礎(chǔ)。

表2 不同黏度區(qū)間的驅(qū)油效率室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果

對(duì)于實(shí)際油藏,地層原油黏度小于20 mPa·s的油藏極限驅(qū)油效率取值85.5%,地層原油黏度大于100 mPa·s的油藏極限驅(qū)油效率取值78.8%,地層原油黏度在20～100 mPa·s的油藏極限驅(qū)油效率取值82.4%。原油黏度越小,即油水黏度比越小,越接近活塞驅(qū),極限驅(qū)油效率越高;反之,原油黏度越大,即油水黏度比越大,越容易發(fā)生非均勻驅(qū)替,驅(qū)油效率則越低[19]。

對(duì)某個(gè)典型海相砂巖油藏的實(shí)際數(shù)據(jù)、原始謝爾卡喬夫公式曲線及校正后的謝爾卡喬夫公式曲線進(jìn)行對(duì)比,如圖1所示,可以看出,校正后的謝爾卡喬夫與實(shí)際數(shù)據(jù)相關(guān)性強(qiáng),更符合南海東部油田實(shí)際情況。

圖1 典型油藏井網(wǎng)密度與采收率的關(guān)系

1.2 井網(wǎng)加密潛力評(píng)價(jià)應(yīng)用

當(dāng)?shù)玫侥繕?biāo)油藏校正后的謝爾卡喬夫公式和曲線后,可利用該曲線開展油藏加密潛力評(píng)價(jià),在評(píng)價(jià)之前需要基于經(jīng)濟(jì)因素明確單井加密的累產(chǎn)油標(biāo)準(zhǔn)。井網(wǎng)加密過(guò)程中需要考慮的經(jīng)濟(jì)因素包括鉆完井投資、油藏研究費(fèi)、平臺(tái)生產(chǎn)準(zhǔn)備費(fèi)、平臺(tái)操作費(fèi)等費(fèi)用支出,以及原油銷售等收益。極限情況下,原油獲取的收益等于所有費(fèi)用支出之和,根據(jù)收支平衡原理,通過(guò)公式(2)可以計(jì)算加密調(diào)整井的最低產(chǎn)油界限。

(2)

式中:Np為調(diào)整井最低產(chǎn)油界限,104m3/口;Pwell為單口井鉆完井投資,萬(wàn)元/口;n為實(shí)施的調(diào)整井井?dāng)?shù),口;Preservoir為油藏研究費(fèi),萬(wàn)元;Ppre為平臺(tái)生產(chǎn)準(zhǔn)備費(fèi),萬(wàn)元;Prun為平臺(tái)操作費(fèi),萬(wàn)元/年;Year為調(diào)整井生產(chǎn)年限,年;Price為原油售價(jià),元/m3。對(duì)南海東部典型油藏相關(guān)參數(shù)進(jìn)行計(jì)算,得到加密調(diào)整井單井最低累計(jì)產(chǎn)油量為5×104m3。

根據(jù)A1油藏校正后的謝爾卡喬夫曲線,具體說(shuō)明井網(wǎng)加密潛力評(píng)價(jià)的過(guò)程,如圖2所示,目前井網(wǎng)密度是28口/km2,采收率22%。

圖2 A1油藏謝爾卡喬夫曲線

①如果再增加1口井,井網(wǎng)密度由28口/km2上升至35口/km2,采收率增加2%,平均單井增油8×104m3,根據(jù)加密調(diào)整井界限判斷可以加密。

②如果增加2口井,井網(wǎng)密度由28口/km2上升至42口/km2,采收率增加4%,平均單井增油7×104m3,根據(jù)加密調(diào)整井界限判斷可以加密。

③如果增加3口井,井網(wǎng)密度由28口/km2上升至50口/km2,采收率增加5%,平均單井增油6×104m3,根據(jù)加密調(diào)整井界限判斷可以加密。

④如果增加4口井,井網(wǎng)密度由28口/km2上升到57口/km2,采收率增加6%,單井增油5×104m3,根據(jù)加密調(diào)整井界限判斷可以加密。

⑤如果增加5口井,井網(wǎng)密度由28口/km2上升到64口/km2,采收率增加7%,單井增油4.8×104m3,以5萬(wàn)方為界限確定潛力,則不可以加密。

綜合以上分析,評(píng)價(jià)A1油藏目前井網(wǎng)不完善,可以再加密4口井,提高采收率6%。

2 井網(wǎng)干擾評(píng)價(jià)

南海東部油田大多采用天然能量開發(fā),井間干擾是一個(gè)重要的井網(wǎng)完善性評(píng)價(jià)指標(biāo),通過(guò)采用油藏和單井甲型水驅(qū)特征曲線來(lái)評(píng)價(jià)井間干擾程度。

2.1 井間干擾評(píng)價(jià)方法

利用油藏累產(chǎn)油和累產(chǎn)水繪制水驅(qū)特征曲線,分析得到油藏水驅(qū)控制儲(chǔ)量,其見式為:

(3)

式中:WpRes為油藏累計(jì)產(chǎn)水量,104m3;A為甲型水驅(qū)曲線截距;BRes為甲型水驅(qū)曲線斜率;NpRes為油藏累計(jì)產(chǎn)油量,104m3;NRes為油藏水驅(qū)控制儲(chǔ)量,104m3。

利用單井累產(chǎn)油和累產(chǎn)水繪制單井水驅(qū)特征曲線,分析得到單井水驅(qū)控制儲(chǔ)量,其公式為:

(4)

式中:Wpwell-i為生產(chǎn)井i累計(jì)產(chǎn)水量,104m3;Awell-i為生產(chǎn)井i甲型水驅(qū)曲線截距;Bwell-i為生產(chǎn)井i甲型水驅(qū)曲線斜率;Npwell-i為生產(chǎn)井i累計(jì)產(chǎn)油量,104m3;Nwell-i為生產(chǎn)井i水驅(qū)控制儲(chǔ)量,104m3;Ntotal為n口生產(chǎn)井水驅(qū)控制儲(chǔ)量之和,104m3。

如果相鄰生產(chǎn)井之間存在干擾,則單井逐項(xiàng)累計(jì)計(jì)算得到的油藏水驅(qū)控制儲(chǔ)量應(yīng)大于直接采用油藏甲型水驅(qū)曲線計(jì)算得到的水驅(qū)控制儲(chǔ)量,如果井間不存在干擾,則用兩種方法計(jì)算得到的水驅(qū)控制儲(chǔ)量基本是一致的。基于上述原理,建立了井網(wǎng)控制儲(chǔ)量干擾度R概念,定義為單井水驅(qū)控制儲(chǔ)量之和與油藏水驅(qū)控制儲(chǔ)量比值,見公式(5)。

(5)

基于生產(chǎn)實(shí)踐確定評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)為:若R∈[1.1,∞),表明井間存在明顯干擾,井網(wǎng)控油能力有疊合;若R∈[0,0.9],目表明前井網(wǎng)還有部分儲(chǔ)量控制不全;若R∈[0.9,1.1],表明井網(wǎng)的潛力發(fā)揮理想。

2.2 井網(wǎng)干擾評(píng)價(jià)應(yīng)用

以A2油藏為例,基于油藏實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù),繪制油藏的甲型水驅(qū)曲線,如圖3所示,油藏水驅(qū)曲線斜率為0.010 8。

圖3 A2油藏甲型水驅(qū)特征曲線

A2油藏共有6口生產(chǎn)井,分別繪制6口單井的甲型水驅(qū)曲線,如圖4所示,單井水驅(qū)曲線斜率范圍為0.056 9～0.186 0,具體數(shù)值見表3。

圖4 A2油藏生產(chǎn)井的甲型水驅(qū)曲線

表3 單井的水驅(qū)曲線斜率

基于公式(5)計(jì)算得到井網(wǎng)干擾度為0.793,根據(jù)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)判斷油藏為儲(chǔ)量控制不全,井網(wǎng)不適應(yīng),可以進(jìn)行加密調(diào)整。

2.3 干擾系數(shù)影響因素分析

分析南海東部油藏井網(wǎng)的干擾系數(shù)與油藏類型、地層原油黏度等參數(shù)之間的關(guān)系,如圖5所示,可以看出,底水油藏和邊水油藏分布上有差別。邊水油藏單井水驅(qū)波及范圍相對(duì)較大,平均井網(wǎng)干擾系數(shù)1.26;底水油藏單井水驅(qū)波及范圍相對(duì)較小,平均井網(wǎng)干擾系數(shù)1.09,邊水油藏井網(wǎng)干擾程度大于底水油藏。

圖5 南海東部海相砂巖油藏井網(wǎng)干擾系數(shù)分布

從井網(wǎng)干擾系數(shù)與地層原油黏度的關(guān)系可以看出,高黏度油藏干擾系數(shù)明顯小于1,而低黏度油藏干擾系數(shù)大部分大于1。稠油油藏油水黏度比大,易出現(xiàn)驅(qū)替不均勻現(xiàn)象,造成單井水驅(qū)波及范圍有限,因此,稠油油藏以井網(wǎng)不完善、儲(chǔ)量控制不全為主,需要加密井網(wǎng)控制儲(chǔ)量;稀油油藏油水黏度比小,驅(qū)替相對(duì)均勻,單井水驅(qū)波及范圍較大,因此,稀油油藏易出現(xiàn)井間干擾,應(yīng)該合理部署井網(wǎng),確定合理井距(圖6)。

圖6 井網(wǎng)干擾系數(shù)與地層原油黏度關(guān)系

3 油藏水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量評(píng)價(jià)

甲型水驅(qū)特征曲線中用到的常數(shù)值在不同油田存在差異,在海上油田也沒(méi)有統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn),為了評(píng)價(jià)水驅(qū)控制儲(chǔ)量,結(jié)合油藏的壓力監(jiān)測(cè)資料,采用物質(zhì)平衡方法來(lái)確定水驅(qū)控制儲(chǔ)量。

3.1 物質(zhì)平衡方法評(píng)價(jià)原理

邊底水油藏水驅(qū)開發(fā)時(shí),可以得到物質(zhì)平衡公式(6):

(6)

式中:Np為油藏累計(jì)產(chǎn)油量,104m3;Wp為累計(jì)產(chǎn)水量,104m3;Boi為原油原始體計(jì)系數(shù);Ct為油藏綜合壓縮系數(shù),MPa-1;△P是地層壓降,MPa;N為油藏水驅(qū)地質(zhì)儲(chǔ)量,104m3;We為油藏累計(jì)水侵量,104m3。

南海東部海相砂巖油藏天然能量充足,可以視為穩(wěn)定水驅(qū)狀況,此時(shí)水侵量可以用公式(7)計(jì)算,利用油藏的壓力監(jiān)測(cè)資料,可以分段計(jì)算出油藏的累計(jì)水侵量。

(7)

式中:K2為水侵系數(shù),104m3/(MPa·d);△Pi是ti時(shí)刻原始地層壓力與目前地層壓力的差值,MPa;△ti是地層壓力監(jiān)測(cè)階段代表的時(shí)間,d。

將水侵量計(jì)算公式帶入物質(zhì)平衡方程中,可以得到公式(8):

(8)

通過(guò)公式(8)作油藏累產(chǎn)液量與水侵量的直線關(guān)系,直線段斜率是水侵系數(shù)K2,截距為水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量N。

3.2 水驅(qū)控制儲(chǔ)量評(píng)價(jià)應(yīng)用

以A3油藏為例,基于該油藏年度壓力監(jiān)測(cè)資料和生產(chǎn)數(shù)據(jù),按照公式(8)進(jìn)行計(jì)算并繪圖,如圖7所示,可以看出,累計(jì)產(chǎn)液量與水侵量具有明顯線性關(guān)系,回歸得到直線段的截距水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量為189.94×104m3,斜率是穩(wěn)態(tài)水驅(qū)的水侵系數(shù)為0.431 5×104m3/(MPa·d)。

圖7 A3油藏水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量曲線

引入水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量差異百分?jǐn)?shù)λ,其定義是物質(zhì)平衡核實(shí)的水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量與原有地質(zhì)儲(chǔ)量的比值,見公式(9)。

(9)

式中:Nprod為物質(zhì)平衡核實(shí)的水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量,104m3;N0為原有地質(zhì)儲(chǔ)量,104m3。

如果λ≥-10%,則定義為儲(chǔ)量動(dòng)用完善;如果λ<-10%,則定義為儲(chǔ)量動(dòng)用不完善。按照這個(gè)標(biāo)準(zhǔn),A3油藏核實(shí)水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量189.94×104m3,標(biāo)定地質(zhì)儲(chǔ)量250×104m3,計(jì)算λ值為-24%,評(píng)價(jià)為儲(chǔ)量動(dòng)用不完善。

4 井網(wǎng)開采效果評(píng)價(jià)

由于油藏特征千差萬(wàn)別,開發(fā)條件也有局限性,沒(méi)有完全適用的統(tǒng)一的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。本著具體問(wèn)題具體分析的原則,在南海東部海域的各個(gè)油藏建立開發(fā)效果自身對(duì)比體系,以明確各個(gè)油藏的開采狀況。

根據(jù)生產(chǎn)實(shí)踐,提出平均采油速度、采油速度極大值、油藏采出程度三個(gè)指標(biāo),分別代表油藏開發(fā)過(guò)程中的平均值、瞬時(shí)值和總體水平,可以有效表征一個(gè)油藏的開發(fā)狀況。

對(duì)南海東部海相砂巖油藏的三個(gè)評(píng)價(jià)指標(biāo)統(tǒng)計(jì)分析,并按照邊水、底水、稀油、稠油等類型進(jìn)行分類,分別得到稠油底水、稠油邊水、稀油底水、稀油邊水等四種油藏類型的三個(gè)評(píng)價(jià)指標(biāo)平均值進(jìn)行綜合評(píng)價(jià),根據(jù)平均值的水平上下浮動(dòng)10%為中等水平,超過(guò)這個(gè)區(qū)間效果為好,低于這個(gè)區(qū)間的效果為差,如表4所示。同時(shí),根據(jù)開發(fā)經(jīng)驗(yàn),明確三個(gè)評(píng)價(jià)指標(biāo)中如果存在2個(gè)好評(píng)和1個(gè)中評(píng)及以上,定義為“I類開發(fā)狀況”;如果在1個(gè)好評(píng)和2個(gè)差評(píng)及以下,定義為“Ⅲ類開發(fā)狀況”; 如果在1個(gè)好評(píng)+1個(gè)中評(píng)+1個(gè)差評(píng)到3個(gè)中評(píng)之間,定義為“Ⅱ類開發(fā)狀況”。

表4 生產(chǎn)指標(biāo)綜合評(píng)價(jià)

5 井網(wǎng)適應(yīng)性評(píng)價(jià)體系及實(shí)例驗(yàn)證

通過(guò)以上研究,首次建立了以謝爾卡喬夫校正公式、油藏-單井水驅(qū)特征曲線法、物質(zhì)平衡方法、指標(biāo)統(tǒng)計(jì)分析方法為核心的四指標(biāo)評(píng)價(jià)體系,利用該體系從合理井網(wǎng)密度、井間干擾程度、水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度和開發(fā)狀態(tài)等四個(gè)方面對(duì)油藏開發(fā)井網(wǎng)進(jìn)行表征和定量評(píng)價(jià),如表5所示。

表5 井網(wǎng)適應(yīng)性評(píng)價(jià)體系

由于四項(xiàng)指標(biāo)采用的方法原理及側(cè)重點(diǎn)不同,四種方法得到的油藏評(píng)價(jià)結(jié)果完全一致具有一定難度,因此基于實(shí)踐明確界定原則:當(dāng)不利指標(biāo)多于2項(xiàng)時(shí),則定義油藏目前井網(wǎng)不適應(yīng),需要進(jìn)行加密調(diào)整;當(dāng)有利指標(biāo)多于2項(xiàng)時(shí),則定義油藏目前井網(wǎng)適應(yīng),可以不調(diào)整。

基于井網(wǎng)適應(yīng)性評(píng)價(jià)體系,對(duì)南海東部主力海相砂巖油藏均進(jìn)行了井網(wǎng)評(píng)價(jià),以A4和A5油藏為例具體說(shuō)明,結(jié)果如表6所示,判斷分析A4油藏井網(wǎng)不適應(yīng)、需要調(diào)整完善,A5油藏井網(wǎng)適應(yīng)、不需要調(diào)整,該評(píng)價(jià)體系為海相砂巖油藏挖潛指明了方向。

表6 井網(wǎng)適應(yīng)性評(píng)價(jià)體系應(yīng)用

6 結(jié)論

通過(guò)井網(wǎng)加密潛力、干擾程度、儲(chǔ)量動(dòng)用程度、開采效果評(píng)價(jià)四個(gè)維度建立一套海相砂巖開發(fā)井網(wǎng)適應(yīng)性綜合評(píng)價(jià)體系,并通過(guò)實(shí)例驗(yàn)證了方法的可靠性。

1)基于南海東部海相砂巖油藏極限驅(qū)油效率78.8%～85.5%,校正謝爾卡喬夫公式,并考慮經(jīng)濟(jì)因素計(jì)算調(diào)整井最低單井累產(chǎn)油5×104m3。綜合分析技術(shù)和經(jīng)濟(jì)因素,建立一種明確油藏井網(wǎng)加密潛力的方法。

2)邊水油藏水驅(qū)波及范圍大于底水油藏的水驅(qū)波及范圍,造成邊水油藏井網(wǎng)干擾程度大于底水油藏;稀油油藏的水驅(qū)波及范圍大于稠油油藏的水驅(qū)波及范圍,造成稀油油藏的井網(wǎng)干擾程度大于稠油油藏。

3)基于四指標(biāo)井網(wǎng)評(píng)價(jià)體系,明確當(dāng)不利指標(biāo)多于2項(xiàng)則定義油藏井網(wǎng)不適應(yīng),需要調(diào)整;當(dāng)有利指標(biāo)多于2項(xiàng)則定義油藏井網(wǎng)適應(yīng),不需要調(diào)整。