張 占 華

(中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300459)

高地飽壓差油藏合理壓力水平研究新方法

張 占 華

(中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300459)

海上高地飽壓差油藏提高采收率的核心問題是如何保持合理的壓力水平，目前對此多單獨(dú)采用實(shí)驗(yàn)室法或數(shù)值模擬方法進(jìn)行研究。針對現(xiàn)行研究方法的局限性，提出將巖心實(shí)驗(yàn)法與油藏?cái)?shù)值模擬法相結(jié)合進(jìn)行油藏工程方法驗(yàn)證的思路，將壓力變化對儲層參數(shù)影響的實(shí)驗(yàn)研究成果體現(xiàn)到數(shù)模參數(shù)場中，形成海上高地飽壓差油藏保持合理壓力水平的新方法。

高地飽壓差； 合理壓力； 實(shí)驗(yàn)室法； 油藏?cái)?shù)值模擬； 提高采收率

目前關(guān)于高地飽壓差油藏如何保持合理壓力水平的研究相對較少?，F(xiàn)有研究中主要是單獨(dú)采用實(shí)驗(yàn)室法或者數(shù)值模擬方法，存在一定的弊端與局限性。實(shí)驗(yàn)室法不能模擬油藏真實(shí)的地下條件，對關(guān)鍵參數(shù)的合理確定有一定不利影響；而數(shù)值模擬方法未考慮儲層關(guān)鍵物性參數(shù)(孔隙度、滲透率、流體滲流規(guī)律)隨地層壓力的變化。渤海K油田屬于中滲高地飽壓差油藏。本次研究將以K油田為例，將巖心實(shí)驗(yàn)法與油藏?cái)?shù)值模擬法相結(jié)合，探討高地飽壓差油藏保持合理壓力水平的新方法。

1 地層壓力對儲層物性參數(shù)的影響

1.1 地層壓力對孔滲的影響

通過K油田的巖心實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，獲得實(shí)驗(yàn)中的上覆壓力、骨架壓力、流體壓力與滲透率的關(guān)系曲線(見圖1)。其中，上覆壓力與骨架壓力和地層流體壓力的關(guān)系式為[1]：

上覆壓力=(1-滲透率)×骨架壓力+

滲透率×流體壓力

通過實(shí)驗(yàn)與實(shí)際生產(chǎn)中上覆壓力、骨架壓力與滲透率的關(guān)系進(jìn)行對比分析，可確定實(shí)際生產(chǎn)中流體壓力與滲透率的關(guān)系。同樣，可以確定實(shí)際生產(chǎn)中流體壓力與孔隙度的關(guān)系。

1.2 地層壓力對滲透率、孔隙度的影響

對K油田巖心物性實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行分析，獲得孔隙度和滲透率隨地層壓力變化關(guān)系曲線(見圖2)。從圖中可以看出，隨著地層壓力不斷下降，孔隙度和滲透率均不同程度降低。這主要是因?yàn)?，地層壓力的降低會?dǎo)致多孔介質(zhì)變形,從而引起孔隙體積縮小及孔隙度降低，多孔介質(zhì)的滲透性也因此而降低[2-3]。

1.3 地層壓力對滲流規(guī)律的影響

將K油田的地質(zhì)特征參數(shù)與文獻(xiàn)[6]—[8]中的實(shí)驗(yàn)巖心數(shù)據(jù)進(jìn)行對比，發(fā)現(xiàn)它們有一定的相似性(見表1)。文獻(xiàn)中實(shí)驗(yàn)巖心與K油田所處沉積相均為辮狀河三角洲，兩者的孔隙度與滲透率誤差不超過5%，具有可比性。

表1 K油田地質(zhì)特征參數(shù)與文獻(xiàn)中實(shí)驗(yàn)巖心數(shù)據(jù)對比

結(jié)合文獻(xiàn)中的研究方法，對K油田相對滲透率、KroKrw、束縛水殘余油等參數(shù)隨地層壓力變化情況進(jìn)行對比分析(見圖3)。在壓力降低的過程中，油相和水相滲透率下降，束縛水飽和度、殘余油飽和度增加，兩相區(qū)跨度縮小。

圖1 K油田上覆壓力、骨架壓力與滲透率的變化關(guān)系曲線

圖2 K油田孔隙度及滲透率隨地層壓力變化關(guān)系曲線

圖3 K油田相對滲透率、KroKrw、束縛水殘余油飽和度隨地層壓力變化曲線

2 地層壓力對油井產(chǎn)能及采收率影響分析

將油藏工程方法與數(shù)值模擬相結(jié)合，分析不同地層壓力水平對油井的產(chǎn)能、油田采收率的影響，進(jìn)而確定高地飽壓差油藏合理的壓力水平。

2.1 地層壓力對油井產(chǎn)能的影響

油井產(chǎn)能是指在某一壓力條件下，油井能滿足注采平衡的最大產(chǎn)能。在理想狀態(tài)下，假設(shè)在某一地層壓力條件下，確定注水井的注入壓力、采油井最小井底流動壓力，通過瞬間流體流量建立注采平衡關(guān)系式，確立在該地層壓力下不同含水階段油井的合理產(chǎn)能與含水的關(guān)系式。

注采平衡條件下，建立如下注采平衡關(guān)系式：

QI=QL

(1)

注入量關(guān)系式為：

QI=Iw·H砂·(piwf，max-pR)

(2)

采出量關(guān)系式為：

QL=(JL·(1-fw)·Bo+JL·fw)·H有·

(pR-pwf，min)

(3)

注水井最大井底流壓piwf， max關(guān)系式為：

piwf，max=pi+Dm·ρw·0.01=0.8×p破

(4)

油井最小井底流壓pwf，min關(guān)系式為：

pwf，min=pP+ph

(5)

在一定地層壓力條件下，油井采油量Qo與含水關(guān)系式為：

(6)

上式中：QI—— 注入量，m3；

QL—— 采出量，m3；

Iw—— 比吸水指數(shù)，m3( MPa·d·m)；

H砂—— 砂體厚度，m；

piwf，max—— 注水井最大井底流壓， MPa；

pR—— 地層壓力， MPa；

JL—— 比采液指數(shù)，m3( MPa·d·m)；

fw—— 含水率，小數(shù)；

Bo—— 地層原油體積系數(shù)，無量綱；

H有—— 有效厚度，m；

pwf，min—— 油井最小井底流壓， MPa；

pi—— 井口注入壓力， MPa；

Dm—— 靜水柱高度，m；

ρw—— 水密度，gm3；

pP—— 泵入口壓力，MPa；

p破—— 破裂壓力，MPa；

ph—— 靜水柱壓力，MPa。

根據(jù)不同壓力下確定的油井產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、注水井注入量，考慮注采平衡關(guān)系，即可計(jì)算出不同含水條件下對應(yīng)的合理地層壓力(見圖4、圖5)。

圖4 不同壓力條件下日產(chǎn)液能力、日注水能力

圖5 不同含水階段下合理地層壓力曲線

對K油田多個(gè)注采井組的油水井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行分析計(jì)算。結(jié)果顯示，該油田合理地層壓力水平宜保持18.0～20.0 MPa。

2.2 地層壓力對油田采收率的影響

(1) 物性參數(shù)約束機(jī)理模型中地層壓力對采收率的影響。以前述研究為依據(jù)，以渤海K油田地下條件為原型建立一維水驅(qū)機(jī)理模型。以地層壓降2.0 MPa為步長，利用物性參數(shù)約束機(jī)理模型確定不同地層壓力下的孔隙度與油水相滲變化規(guī)律，通過修改孔隙度與油水相滲來約束數(shù)模法的模擬計(jì)算，解決數(shù)值模擬方法不能考慮儲層關(guān)鍵物性參數(shù)(孔隙度、滲透率、流體滲流規(guī)律)隨地層變化的問題[9]。

利用一維水驅(qū)機(jī)理模型，計(jì)算不同地層壓力水平下通過注水開發(fā)能達(dá)到的理想采收率。結(jié)果顯示，地層壓力水平宜保持18.0～20.0 MPa,機(jī)理模型采收率相對較大(見圖6)。該方法研究結(jié)果與前述采用油藏工程方法確定的合理地層壓力水平相吻合。

圖6 機(jī)理模型中不同地層壓力水平下采收率變化曲線

(2) 油田實(shí)際數(shù)模模型中地層壓力對采收率的影響?；贙油田實(shí)際地質(zhì)模型，以采收率為衡量目標(biāo)，優(yōu)選該油田應(yīng)保持的合理地層壓力水平。與常規(guī)數(shù)模法研究不同之處在于，地質(zhì)模型靜態(tài)參數(shù)場中，考慮不同地層壓力下滲透率的變化以及油水相滲變化，更能真實(shí)地反映隨著地層壓力變化對物性參數(shù)的影響[10]。在不同地層壓力下，反映出不同的滲透率場變化(見圖7)。

圖7 不同地層壓力下滲透率場約束

研究結(jié)果表明，當(dāng)壓力低于18.0 MPa時(shí)，采收率會出現(xiàn)下降的拐點(diǎn)。結(jié)合壓力變化對產(chǎn)能的影響，建議合理地層壓力水平宜保持18.0～20.0 MPa，為原始靜壓的70%～80%。

通過油藏工程法、數(shù)值模擬法研究，認(rèn)為高地飽壓差油田渤海K油田推薦地層壓力水平宜保持18.0～20.0 MPa，為原始地層壓力的70%～80%。油田通過注水開發(fā)可獲得較高采收率，采收率可達(dá)33.0%(見圖8)。

圖8 渤海K油田不同地層壓力水平下油田采出程度

3 高地飽壓差油藏開發(fā)策略

早期，當(dāng)?shù)貙訅毫ξ催_(dá)18.0 MPa時(shí)，注水井先期排液依靠天然能量進(jìn)行開發(fā)，充分利用該油田高地飽壓差得天獨(dú)厚的優(yōu)勢。一方面，注水井先期進(jìn)行排液生產(chǎn)，提高油田整體采油速度，通過井間動態(tài)，進(jìn)一步挖掘地下儲層連通性及油藏潛力；另一方面，有效地降低注水井注水壓力，以利于后期的注水開發(fā)。

當(dāng)?shù)貙訅毫_(dá)到18.0 MPa時(shí)，注水井及時(shí)轉(zhuǎn)注，采用注水開發(fā)。先期排液注水井及時(shí)轉(zhuǎn)注，以1.0～1.1的注采比例保持注采平衡，確保油田在合理地層壓力狀態(tài)下完成注水開發(fā)。

在此高地飽壓差油藏總體開發(fā)策略的有效指導(dǎo)下，油田開發(fā)中順利完成了兩個(gè)開發(fā)階段的轉(zhuǎn)變，實(shí)現(xiàn)了高效平穩(wěn)開發(fā)，獲得了巨大的經(jīng)濟(jì)效益。在該開發(fā)策略指導(dǎo)下，K油田早期充分利用了天然能量。 2015 — 2016年，注水井先期排液生產(chǎn)累計(jì)增油量達(dá)35.5萬m3，為完成產(chǎn)量任務(wù)作出了很大貢獻(xiàn)。 2015年底，地層壓力下降到18.0 MPa左右，注水井及時(shí)轉(zhuǎn)注，補(bǔ)充地層能量，直至目前整個(gè)油田保持了平穩(wěn)生產(chǎn)。

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ANewMethodforReasonablePressureRetentionLevelofHighSaturationPressureReservoir:aCaseStudyofKOilfieldinBohai

ZHANGZhanhua

(Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tianjin 300459, China)

The core problem of enhancing oil recovery in the offshore oilfield of the high saturation pressure difference is the reasonable pressure level, but the current research is on the sole use of laboratory method or numerical simulation method. According to the limitations, the idea of combining core experiment method with reservoir numerical simulation method takes its shape through reservoir engineering method. It reflects the influence of pressure on reservoir parameters to the model parameters in the field, forming the method of the reasonable pressure retention level in the offshore high saturation pressure difference reservoir.

high saturation pressure difference; reasonable pressure level; laboratory method; reservoir numerical simulation; enhancing oil recovery

2017-07-14

“十三五”國家科技重大專項(xiàng)“渤海油田加密調(diào)整及提高采收率油藏工程技術(shù)示范”(2016ZX05058001)

張占華(1980 — )，男，碩士，工程師，研究方向?yàn)橛蜌馓镩_發(fā)工程。

TE357

A

1673-1980(2017)06-0021-05