海上边水薄层稠油油藏天然能量分区

2021-10-30谢明英闫正和卫喜辉吴刘磊张宇

新疆石油地质 2021年5期

谢明英，闫正和，卫喜辉，吴刘磊，张宇

（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518000；2.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300459）

中国南海东部E 稠油油藏具油层薄、构造平缓、原油黏度高和受边水影响较大的特征[1]，在弹性开采过程中以边水驱动为主。由于高速开发，E 油藏高部位压力传导距离远，边水能量供应不及时，导致能量不足，无法满足高速开发的需要，准确确定天然能量供应充足范围，对不同区域的开发方式选择具有重要意义。

目前，关于边水油藏的天然能量评价主要集中在研究边水活跃程度、天然能量强弱、能量分区评价等方面[2-7]。天然能量评价有物质平衡法[8-9]、指标评价法[10-11]、数值模拟法[12-14]、物模实验法[15]等方法，但这些方法对天然能量分区评价乏力。对于边水薄层油藏，天然能量传递困难，尽管整体评价边水能量充足，但是距离边水过远的区域，无法充分利用边水能量，严重影响油井产能，因此，有必要确定天然能量供应充足与否的分区界限。

本文以南海东部E 油藏为例，利用数值模拟方法分析各个主控因素对油井产能及压力变化的影响，研究油井区域天然能量强弱，确定天然能量分区界限，并建立适用于类似油藏的分区界限图版。对于海上依靠天然能量开发的油田，该方法有助于确定天然能量供应充足范围，判断油井区域天然能量强弱，对开发初期不同区域的开发方式选择具有指导意义，同时也为同类型油藏的开发提供借鉴。

1 油藏概况

E 油藏油层埋深为1 600 m，油层薄，平均厚度为5 m，探明含油面积为11 km2，油藏构造平缓，地层倾角为1°；储集层为长石石英砂岩，孔隙度为26%，渗透率为360 mD；油层温度为75 ℃，地层压力系数为1，属于正常温压油藏。油藏北部低部位有较为活跃的边水，油层为边水驱动弹性开采。地层原油黏度为110 mPa·s，地面脱气原油密度为0.9 g/cm3，属于典型的边水薄层稠油油藏。

E 油藏构造平缓，平面边水推进不均匀，天然能量供应存在差异，边水波及不到的区域产能低，严重影响油藏的开发效果。随着油田逐步开发，高部位油井整体产量递减快，井底流压下降迅速。因此，需要研究油藏边水能量供应情况，进而制定相应的开发方案，实现油藏高效开发。

2 主控因素选取及数值模型建立

为充分利用天然能量，实现油田高效开发，综合考虑油藏特征和油井生产制度，分析影响天然能量供应能力的主控因素，主要包括油井到边水距离、水体能量、油层厚度、原油流度及采液速度[16-20]。

结合E 油藏地质特征，利用油藏相渗资料及流体高压物性，建立与该油藏构造特征相似的物理模型，模型为角点网格，网格尺寸为50 m×50 m×1 m。通过数值模拟方法研究主控因素对天然能量供应能力影响，模型油层厚度分别为2 m、5 m和8 m，模型中布置2口油井，设油井与边水距离分别为200 m、600 m和1 000 m，油井分别以60 m³/d、80 m³/d、100 m³/d、120 m³/d 和140 m³/d 定产液量生产，同时在低部位的解析水体倍数分别为20、40和60，原油黏度为定值，改变储集层渗透率来等效不同流度下生产情况，模拟油井生产动态与油藏压力变化，研究油藏能量供应情况。

3 数值模拟结果

利用所建模型，分别计算不同油藏条件下的分区界限，选择原油流度、油层厚度、日产液量及水体倍数4 个参数，对分区界限进行单因素分析，并采用灰色关联分析，研究4个主控因素对天然能量分区的影响程度。

3.1 天然能量分区界限

运用数值模拟方法预测在不同开采位置下油井生产动态与油藏压力的变化，然后计算不同开采位置采出1%地质储量时的地层压力下降值（Dpr），以该值为0.80 MPa作为能量充足与否的界限，当Dpr为0.80 MPa时，油井到边水的距离为保证油井天然能量充足的极限距离，确定天然能量分区界限。

油层厚度为2 m，储集层孔隙度为25%，渗透率为500 mD，边水水体倍数为20，原油黏度为110 mPa·s，不同边水距离的Dpr计算结果见表1。经过拟合，Dpr为0.80 MPa 时，满足天然能量充足的边水极限距离为532 m，即当油井到边水的距离不超过532 m 时，能依靠天然能量维持开采；当油井到边水距离大于532 m后，仅依靠天然能量开采是不可行的，需要补充能量。

表1 不同边水距离的Dpr计算结果Table 1. Dpr calculation results for different distances to edge water

3.2 单因素分析

以油层厚度5 m、储集层渗透率500 mD、水体倍数20 的稠油油藏数值模拟结果为基础方案，开展单因素分析。

（1）原油流度原油黏度一定情况下，设储集层渗透率分别为100 mD、500 mD和1 000 mD，分析边水极限距离随原油流度变化规律。结果表明，当储集层渗透率为100 mD时，井筒到边水的极限距离为90 m；当渗透率为500 mD 时，边水极限距离为1 339 m；当渗透率增大到1 000 mD 时，边水极限距离则增大到2 704 m。总之，储集层渗透率直接影响流体流动能力，渗透率越大，流度越大，边水供给的天然能量越充足，油井到边水的极限距离越大，边水极限距离与油藏渗透率呈正相关。

（2）油层厚度其他条件一定，设油层厚度分别为2 m、5 m 和8 m，模拟油井到边水的极限距离随油层厚度的变化。结果表明，油层厚度为2 m 时，油井到边水的极限距离为532 m；油层厚度为5 m 时，边水极限距离为1 339 m；当油层厚度增加到8 m 时，边水极限距离增大到2 010 m。因此，相同开采条件下，油层厚度越小，地层压力下降越明显，油井到边水的距离要求更小，才能保证边水供给的天然能量充足。

（3）日产液量其他条件不变，设日产液量分别为60 m³、80 m³、100 m³、120 m³和140 m³，分析油井到边水的极限距离随油井日产液量变化规律，油井到边水的极限距离依次为1 345 m、1 342 m、1 339 m、1 336 m和1 332 m。因此，在其他条件相同条件的情况下，提高油井日产液量，采液速度相应提高，地层压力下降越快，能量充足区范围缩小，油井到边水的极限距离相应减小；日产液量由60 m³升到140 m³，油井到边水的极限距离仅需缩短13 m，因此，日产液量的变化对油井到边水的极限距离影响微弱。

（4）水体倍数其他条件不变，设水体倍数分别为20、40 和60，模拟油井到边水的极限距离随水体倍数的变化。结果表明，水体倍数分别为20、40 和60时，边水极限距离分别为1 339 m、1 475 m和1 518 m，这表明水体倍数越大，水体能量越充足，油井到边水的极限距离越大。

3.3 灰色关联分析

灰色关联分析是指对一个系统发展变化规律的定量描述和比较的方法，利用关联度来表征各个主控因素对于结果的影响程度，关联度越高，影响程度越大。运用此方法来分析各个主控因素对于能量分区界限的影响程度。①确定分析数列，结合405 套方案的模拟计算结果，将油井到边水的极限距离作为结果数据列x0=x0（k），其中，k=1，2，…，n；影响结果的4 个主控因素作为比较数据列xi=xi（k），其中，i=1，2，…，m。②由于各主控因素物理意义不同，量纲不一致，采用均值化处理方法使数据无因次化。③逐个计算每个比较数据列与结果数据列对应元素的绝对差值，每个比较数据列与结果数据列对应元素的关联系数为ωi（k）。④关联系数是比较数据列与结果数据列在各个时刻的关联程度值，其数不止一个，而信息过于分散不便于进行整体性比较，因此，将各个时刻的关联系数集中为一个值，即关联度r0i。

式中i、k、m——连续正整数；

r0i——第i种主控因素与边水极限距离数据列的关联度；

x0——油井到边水的极限距离数据列，x0=x0（k）；

xi——影响油井到边水极限距离的第i种主控因素数据列，xi=xi（k）；

ωi（k）——比较数据列与结果数据列对应元素的关联系数。

4 个主控因素对边水极限距离的关联度计算结果如表2 所示，主控因素重要性排序为原油流度、油层厚度、水体倍数和日产液量。

表2 主控因素对边水极限距离影响程度Table 2.Influences of controlling factors on extreme distance to edge water

3.4 天然能量分区界限图版

根据上述研究可知，边水极限距离受日产液量影响相对较小，采用线性插值方法计算出不同油藏条件下的天然能量分区界限，建立3 种水体倍数下分区界限图版（图1）。对于开发初期的边水薄层稠油油藏，利用油层厚度、原油流度和水体倍数，可以快速确定该油藏中供给油井的天然能量充足与否。

图1 不同水体倍数下天然能量分区界限图版Fig.1.Natural energy charts for different water multiples

4 实例应用

E油藏主力油层厚度约5 m，边水水体倍数为20，渗透率为360 mD，平均原油黏度为110 mPa·s，原油流度为3.3 mD/（mPa·s），选择20 倍水体天然能量分区界限图版，确定该油藏油井到边水的极限距离为922 m。因此，以距边水922 m 为分界线，将油藏划分为能量充足区和能量不足区（图2）。