刘 学,张建民,吴春新,张占华,张 博,李锦超

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院,天津塘沽300452; 2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司,天津塘沽300452)

海上中轻质边底水油藏水平井开发策略

刘 学1,张建民1,吴春新1,张占华1,张 博1,李锦超2

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院,天津塘沽300452; 2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司,天津塘沽300452)

随着海上水平井钻井工艺水平的提高和钻井成本的降低,水平井逐渐成为海上油田挖潜的有效途径。但是对于渤南区域的中轻质边底水油藏而言,由于油品性质较好,同时投产初期开采强度大导致累产较低,因此很难判断该区域使用水平井进行挖潜是否具有一定的经济效益。根据经验法通常认为储层厚度大于8 m可以依靠水平井进行开发,然而,该方法缺少一定的理论依据。本文以渤海湾B油田开发为例,运用数值模拟法和公式法研究了油柱高度下限值的产状影响,并建立了不同黏度下的极限厚度图版,应用童宪章图版法对本文图版进行论证,结果证明本文建立的图版符合油田开发规律,具有一定的推广价值。

中轻质原油;水平井开发;储层厚度;数值模拟;童宪章图版法

渤海南部区域很多油田在油水过渡带上具有一定的潜力,当水平井打在油水过渡带上的时候,对于这口井而言就变成了边底水油藏[1],由于原油物性、平台寿命和操作成本等因素,往往需要靠较高的采油速度来获得更好的经济效益,这就导致在油水过渡带的水平井见水较快,累产较低。对于这类水平井根据经验只要油层的厚度大于或等于8 m[2],就认为其具有一定的经济效益。目前对于边底水油藏,稠油经济极限的研究虽然很多,但是对于这种中轻质原油在油水过渡带上布井极限厚度问题并没有专门性的研究[3-7],本文通过数值模拟及油藏工程手段提出了相应的开发策略,为解决这一难题提供了思路。

1 油田概况及开采现状

渤中B油田是海上大型浅水三角洲砂岩中轻质油油田,构造位于渤海南部海域,其北侧为渤南凸起带,是发育在黄河口凹陷中央构造脊北端的一个复杂断块,具有较好的油气聚集成藏的石油地质条件。自上而下分别为第四系平原组,上第三系明化镇组和馆陶组,下第三系东营组、沙河街组以及中生界地层,目的层为上新统的明化镇组。从馆陶组以后到明化镇组区域构造逐渐抬升,明化镇组属晚第三纪湖盆萎缩期沉积。明化镇组分为明上段与明下段,明下段为主力含油层段,为一套泥岩与砂岩的不等厚互层,砂岩单层厚度2～20 m不等。其储层物性好,属于中高孔中高渗储层。对渗透率大于1× 10-3μm2样品统计,孔隙度为5.2% ～44.8%,平均31.6%;渗透率为(1.4～7 879.1)×10-3μm2,平均1 740.4×10-3μm2。

初期采用水平井开发为主、定向井为辅的联合井网开发模式。B油田属于注水井+边底水注水开发的方式,从开采方式上看,充分体现了水平井高产、高速开发的特点,采油速度始终保持在2.0%以上,含水上升较快,六年间含水已经到达60%以上,属于高速开发模式。

2 数值模拟机理模型建立

通过统计B油田的1195-1砂体和1195-2砂体,以及4-1300砂体,得到基础参数,如表1所示。

表1 B油田砂体的基础参数

根据砂体的基础参数建立数值模拟理论模型,具体参数如下:水平渗透率为1 000×10-3μm2;Kv/Kh为0.1;油层厚度分别为4、5、6、7、8 m;原油黏度分别为1、5、10、20 mPa·s;孔隙度为30%,地层深度为1 200 m,地层压力为12 MPa,日产油为60 m3,水平段长度为400 m,水体倍数为3倍。

3 机理模型的分析

方案条件:建立水平井1注1采模型,其中A1H为水平生产井,A1为定向注水井,水平井位于油层顶部,水平井入油层1 m,油层厚度分别选取4、5、6、 7、8 m,在不同黏度下确定油井的累产(图1～图5),单井经济极限选取5×104m3。

由图1可以看出,当油层厚度等于4 m时,只有黏度小于等于1 mPa·s时在油水过渡带布井才具有经济效益。

图1 油层厚度为4 m时的机理模型和不同黏度的累产曲线

由图2可以看出,当油层厚度等于5 m时,黏度小于等于5 mPa·s时在油水过渡带布井具有经济效益。

图2 油层厚度为5 m时的机理模型和不同黏度的累产曲线

由图3可以看出,当油层厚度等于6 m时,黏度小于等于10 mPa·s时在油水过渡带布井具有经济效益。

由图4可以看出,当油层厚度等于7 m时,黏度小于等于15 mPa·s时在油水过渡带布井具有经济效益。

由图5可以看出,当油层厚度等于8 m时,黏度在20 mPa·s左右的时候在油水过渡带布井均具有经济效益。

图3 油层厚度为6 m时的机理模型和不同黏度的累产曲线

图4 油层厚度为7 m时的机理模型和不同黏度的累产曲线

图5 油层厚度为8 m时的机理模型和不同黏度的累产曲线

4 油藏工程方法验证与图版建立

水平井可以看成是在有限厚度下完井的一排直井生产系统,假定水平井的泄油面积为中间的矩形和2个以泄油半径为半径的半圆面积之和。

依据极限可采储量、地质储量和采收率的关系,可推导出水平井适用参数间的关系式(如图1):

式中,h为储层有效厚度,m;ER为采收率,%;Sw为含水饱和度,%;φ为储层孔隙度,%;ρo为原油密度,kg/m3;Boi为原油体积系数;A为储层横截面积,m2;Q为油井产油量,m3/d。

采收率ER用经验公式计算。经验公式主要是根据陆地油田统计得到,陆地油田一般井距较小、井网完善,因此这些方法应用于海上油田时,采收率计算结果一般偏高[8]。

经验公式1(俞启泰经验公式):

经验公式2(刘雨芬、陈元千公式):

经验公式3(中石油勘探院公式——不同流度下采收率与井网密度公式)

式中,μo为原油黏度,mPa·s;VK为变异系数;TR为油层温度,℃;K为储层渗透率,10-3μm2。

表2 不同流度下采收率公式

通过选取平均值最后计算结果如表3所示。

表3 油藏工程方法计算极限油层厚度

由表3可以看出,油藏工程方法计算的不同黏度下的极限油层厚度与数值模拟方法基本一致,因此结果可靠,依靠数值模拟方法最终得到不同黏度下油水过渡带水平井布井界限理论图版,如图6所示。

图6 不同黏度下油水过渡带水平井布井界限理论图版

5 图版验证

A13H为B油田一口位于油水过渡带上的水平井(图7),储层厚度为8 m,地层原油黏度为12.3 mPa·s,该井2010年10月投产,截至到2016年9月累产油18×104m3,含水87%。

图7 B油田1167砂体含油面积图

目前,该砂体已经进入完全水驱阶段,改进童宪章曲线法计算的采出程度与含水率关系曲线如图8所示,根据图8计算该井的累产油在21×104m3。

图8 改进童宪章曲线法计算的采出程度与含水率关系

根据本文图版法计算的累产油为19×104m3,满足误差允许范围,经过分析认为存在误差的主要原因在于,本文图版没有考虑隔夹层的影响因素。

6 结 论

(1)通过实际模型分析得到水平井1注1采的机理模型,分析不同黏度,不同储层厚度下的水平井累产,得到不同黏度不同厚度下水平井的极限厚度。

(2)采用油藏工程方法对数值模拟结果进行验证,在此基础上,建立了不同黏度下油水过渡带水平井布井界限理论图版,该图版对类似中轻质原油油水过渡带布井的储层厚度下限具有一定的指导意义。

[1] 周守为.海上油田高效开发技术探索与实践[J].中国工程科学,2009,11(11):55-60.

[2] Kabir C S,Agamini M O,Holguin R A.Production Strategy for Thin-Oil Columns in Saturated Reservoirs[R].SPE89402,2008.

[3] 刘超,廖新武,李廷礼,等.海上特低幅构造稠油底水油藏水平井开发策略[J].特种油气藏,2013,20(4):81-84.

[4] 李廷礼,廖新武,徐玉霞,等.海上低幅底水稠油油藏特征及水平井开发初探[J].特种油气藏,2012,19(6):95-97.

[5] 王涛,李相方,姚约东,等.正韵律底水油藏水平井开发技术界限研究[J].特种油气藏,2009,16(1):58-60.

[6] 闫萍.确定水平井经济技术政策界限的一种方法——以孤岛油田Ng3～6砂层组为例[J].油气地质与采收率,2008,15 (4):84-87.

[7] 周代余,江同文,冯积累,等.底水油藏水平井水淹动态和水淹模式研究[J].石油学报,2004,25(6):73-77.

[8] 张勇,沈燕来,杨寨.边水驱油藏水平井合理位置的确定方法研究[J].西南石油学院学报,2003,25(5):43-45.

[责任编辑]印树明

TE341

A

1673-5935(2016)04-0026-04

10.3969/j.issn.1673-5935.2016.04.008

2016-10-25

“十二五”国家科技重大专项(2011ZX05024-002)

刘 学(1988—),男,天津大港人,中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院油藏工程师,主要从事油气田开发研究。