渤海S油田高含水期加密井产能评价

2013-09-20马奎前刘英宪苏彦春

断块油气田 2013年1期

马奎前，刘英宪，苏彦春

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

合理的产能评价对调整方案的编制至关重要，特别是海上油田，由于工程投资较大，过高或者过低的产能评价结果将直接关系到调整方案的经济性［1-2］。从2009年开始，渤海S油田开始实施了我国海上油田首次整体加密调整，探索了一套海上油田加密调整方法和模式［3］，取得显著效果；但是调整井投产后，实际产能全面超过了油田调整方案的设计值，需要从地质油藏角度予以正确分析。正确认识调整井产能高于设计的原因，对合理制定海上油田开发调整方案显得尤为重要。

1 加密井产能与方案设计对比

按照综合调整方案设计，渤海S油田加密调整井平均产能为52 m3/d，投产初期平均产能达到79 m3/d，投产初期平均单井增油量达到27 m3/d，但各平台调整井产能全面超过了方案设计，如表1所示。

表1 初期投产产能及含水率与方案设计对比

油井产能q的计算公式为［4］

式中：J0为米采油指数，m3/（d·MPa）；h 为生产厚度，m；Δp为生产压差，MPa。

由式（1）可知，对比式中各参数，即可获得初期实际产能偏高的原因，对比结果如表2所示。

表2 初期投产指标与方案设计对比

由表2可以看出，从产能设计的3个要素来看，调整井钻后射开的生产厚度比设计值要小，而生产压差相比设计值仅高出0.1～0.2 MPa，对产能增加影响不大；因此，加密调整井产能上升主要是由米采油指数的增加造成的。

2 加密井产能提高原因

2.1 米采油指数的变化特征

投产的调整井中，将具有压力测试资料的10口井的米采油指数与含水率的关系绘制于同一张图内，如图1所示。两者的对应关系可以划分为2部分：一部分是K20，K5，L3井所代表的米采油指数明显偏高的数据点；其余7口井是米采油指数随含水率均呈规律性下降趋势的生产井数据点。通过分析2部分生产井所代表的规律，即可获得加密井产能高于设计值的原因。

图1 定向井米采油指数与含水率的关系

2.1.1 调整井选择性打开油层

密闭取心资料证实，经过多年的注水开发，S油田各层都出现了不同程度的水淹，且强水淹呈条带状分布在各层中［5-7］；因此，为了扩大纵向水驱波及体积，在调整井实施射孔的过程中，对钻遇的油层实施了选择性打开，即在强水淹段不予射开的同时，需要在纵向上对强水淹层相邻层进行一定程度的避射。

以S油田典型韵律物性及流体参数为基础，建立机理模型，当模拟砂体底部出现强水淹条带后新钻调整井投产，从不同避射程度对含水率及产能的影响来看，在强水淹条带不射开的前提下，当避射程度为0.33时，单井所获累计产量最高（见图2）。

图2 累计产油量、含水率与避射程度的关系

按此避射原则实施射孔后，调整井较方案预测含水率大幅下降，而含水率下降必然引起米采油指数升高。3个平台的调整井平均含水率由方案预测时的68%下降至39%，下降29%；同时由图1可知，米采油指数提高了0.23 m3/（MPa·d），这是加密井产能提高的主要原因。

2.1.2 层间干扰程度降低

对海上油田而言，受工程及经济等因素限制，往往油田开发全过程均采用多层合采方式开发，这将不可避免地造成层间干扰，从而影响合采产量［8-11］，诸多文献曾研究过合采油田的层间干扰现象，认为适当增大生产压差能够降低层间干扰的影响［12］。在此，为了描述生产压差对层间干扰的影响，定义压差系数Z为

由式（2）可知，Z越大，代表单位厚度下驱动原油的能量也就越大，在各井宏观物性分布差异不大的前提下，生产压差越大，合采造成的层间干扰必然越小，通过对比生产井的压差系数，K20，K5，L3井是所有生产井中压差系数最高的。如图3所示，正是由于压差系数提高降低了合采条件下的层间干扰，进而导致图1中K20，K5，L3井的米采油指数明显高于相同含水阶段的其他井数据。