周海燕，石洪福，劉 斌，王記俊

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

BZ油田為渤海大型窄河道稠油油田，主要目的層段為明化鎮(zhèn)組下段，油藏埋深為1 650～1 850 m，巖性特征為泥巖與砂巖的不等厚互層，砂巖單層厚度為2～20 m。地層原油黏度為50～200 mPa·s，石油地質(zhì)儲(chǔ)量超過(guò)1.2×108m3。經(jīng)過(guò)近十幾年注水開(kāi)發(fā)，油田綜合含水已達(dá)到72%，進(jìn)入高含水期[1]。BZ油田受海上平臺(tái)液量處理能力、海管容量等諸多硬件條件的限制，以及海上油田執(zhí)行高采油速度同時(shí)兼顧采收率、少井高產(chǎn)、快速收回投資的技術(shù)政策的影響，海上油田開(kāi)發(fā)初期注采比均低于1.0，開(kāi)發(fā)10 a后地層壓力由原始地層壓力16.6 MPa降至9.0 MPa，接近飽和壓力，屬于半衰竭水驅(qū)開(kāi)發(fā)[2]。提液是該類稠油油藏中高含水期最重要的增產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)手段，而恢復(fù)地層壓力是油田大面積提液的先決條件[3-10]。通過(guò)增注提高地層壓力的同時(shí)，注入水易突破，導(dǎo)致含水上升，尤其是對(duì)于BZ窄河道油田，注入水極易沿河道形成水竄，增注時(shí)必須對(duì)壓力恢復(fù)速度和含水率予以權(quán)衡[11-16]。半衰竭水驅(qū)油田壓力恢復(fù)研究尤為重要。

1 窄河道儲(chǔ)層精細(xì)建模

河道型油藏建模的難點(diǎn)在于準(zhǔn)確刻畫河道縱向和平面上的形態(tài)，一般認(rèn)為河道縱向上的形態(tài)是中心較厚為矩形，邊部為橢圓形，逐漸尖滅。河道呈現(xiàn)出中間物性好、邊部物性差的特點(diǎn)[9]。

河道的縱向形態(tài)可以簡(jiǎn)化為如圖1所示，利用橢圓方程來(lái)描述河道邊界的尖滅。

(1)

式中：a為橢圓長(zhǎng)軸(河道邊部尖滅的寬度)，m；z為橢圓短軸(厚度)，m；x的取值范圍為0～a，m；y的取值范圍為0～z，m。

圖1 不同寬厚比窄河道模型

2 壓力恢復(fù)速度與含水上升速度關(guān)系

在窄河道特征精確描述的基礎(chǔ)上，建立了能夠反映地質(zhì)特點(diǎn)的窄河道地質(zhì)模型。根據(jù)BZ油田窄河道砂體解剖成果和平面非均質(zhì)特點(diǎn)，利用petrol模擬器建立了不同寬厚比窄河道概念模型，河道寬厚比分別為10、20、30、40。模型設(shè)置地下流體黏度為150 mPa·s，2注1采，井距為300 m，原始地層壓力為16.6 MPa，泡點(diǎn)壓力為8.9 MPa，初期注采比為0.5，當(dāng)壓力降至9.0 MPa時(shí)，以不同注采比恢復(fù)地層壓力，研究壓力恢復(fù)速度與含水上升速度及河道寬厚比之間定量關(guān)系。

通過(guò)數(shù)值模擬研究可以得到不同寬厚比條件下地層壓力恢復(fù)速度與含水上升速度的關(guān)系圖版(圖2)，并利用式(2)對(duì)曲線進(jìn)行回歸，得到一系列方程，擬合效果較好。

Δfw=α·expβ·Δp

(2)

式中：Δfw為含水上升速度，%；α、β為系數(shù)；Δp為地層壓力恢復(fù)速度，MPa/季度。

進(jìn)一步建立系數(shù)α和β與河道寬厚比λ的定量關(guān)系。

α=-0.01λ+1.8

(3)

β=-0.01λ+5.2

(4)

式中：λ為河道寬厚比。

通過(guò)油田2個(gè)實(shí)際增注井組，進(jìn)一步對(duì)圖版進(jìn)行驗(yàn)證，選擇河道較寬、河道較窄2個(gè)注采井組。S井組，寬厚比為16，測(cè)試地層壓力恢復(fù)速度為0.45 MPa/季度，通過(guò)圖版計(jì)算生產(chǎn)井理論含水上升速度為15.2%，實(shí)際該井組含水上升速度為13.0%；D井組，河道寬厚比為31，測(cè)試地層壓力恢復(fù)速度為0.24 MPa/季度，通過(guò)圖版計(jì)算生產(chǎn)井理論含水上升速度為4.5%，實(shí)際該井組含水上升速度為3.0%。

進(jìn)一步根據(jù)圖2中含水上升速度對(duì)壓力恢復(fù)速度進(jìn)行求導(dǎo)，可以得到含水上升速度對(duì)地層壓力恢復(fù)速度的導(dǎo)數(shù)(圖3)，當(dāng)?shù)貙訅毫謴?fù)速度小于0.2 MPa/季度時(shí)，含水上升較慢；而地層壓力恢復(fù)過(guò)快，含水急劇上升，引起產(chǎn)量遞減加大。如果地層壓力恢復(fù)較慢，則產(chǎn)液量較低，無(wú)法滿足海上油田高效開(kāi)發(fā)的需求。壓力恢復(fù)過(guò)快和過(guò)慢都不利于油田高效開(kāi)發(fā)，因此，推薦BZ油田地層壓力恢復(fù)速度為0.2～0.3 MPa/季度。

圖3 壓力恢復(fù)速度與含水上升率導(dǎo)數(shù)的關(guān)系圖版

3 壓力恢復(fù)階段合理注采比

注水開(kāi)發(fā)油藏物質(zhì)平衡方程為[10]：

NpBo+WpBw-WiBw=NCeBoiΔp

(5)

式中：Np為累計(jì)產(chǎn)油量，104m3；Wp為累計(jì)產(chǎn)水量，104m3；Wi為累計(jì)注水量，104m3；N為地質(zhì)儲(chǔ)量，104m3；Bo為原油體積系數(shù)，m3/m3；Bw為地層水體積系數(shù)，m3/m3；Ce為綜合壓縮系數(shù)，1/MPa；Boi為原始原油體積系數(shù)，m3/m3；Δp為生產(chǎn)壓差，MPa。

運(yùn)用泰勒展開(kāi)式對(duì)Bo和Bw進(jìn)行展開(kāi)可得：

Bo=Boi[1-Co(pi-p)]?Bo=Boie-Co(pi-p)

(6)

Bw=Bwi[1-Cw(pi-p)]?Bw=Bwie-Cw(pi-p)

(7)

式中：Co為原油壓縮系數(shù)，1/MPa；pi為原始地層壓力，MPa；p為目前地層壓力，MPa；Bw為地層水體積系數(shù)，m3/m3；Bwi為原始地層水體積系數(shù)，m3/m3；Cw為地層水壓縮系數(shù)，1/MPa。

將式(6)、(7)帶入式(5)并對(duì)時(shí)間t進(jìn)行求導(dǎo)可得：

(8)

設(shè)注采比δ為：

(9)

含水率fw為：

(10)

將注采比δ和含水率fw帶入式(8)可得：

(11)

式中：Qo為產(chǎn)油量，m3/d；Qw為產(chǎn)水量，m3/d；Qi為注水量，m3/d；δ為注采比；fw為含水率，%。

將式(11)和圖3進(jìn)一步結(jié)合，可計(jì)算各井區(qū)在推薦壓力恢復(fù)速度下的注采比。

4 礦場(chǎng)應(yīng)用

考慮到渤海BZ油田A區(qū)注水井較少，天然能量較為充足，因此，油田恢復(fù)地層壓力主要區(qū)域?yàn)锽、C井區(qū)，計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 井區(qū)合理注采比

按照設(shè)計(jì)注采比對(duì)油田B、C井區(qū)實(shí)施增注(圖4)，2015年2月至2016年12月油田日注水量由4 150 m3/d增加至8 604 m3/d，日產(chǎn)油由3 143 m3/d增加至4 006 m3/d，最大日增油達(dá)到863 m3/d。日產(chǎn)液由8 023 m3/d增至13 291 m3/d，最大日增液達(dá)到5 268 m3/d，地層壓力回升1.55 MPa，部分井組含水明顯下降，產(chǎn)油量增加。

5 結(jié) 論

(1) 通過(guò)精細(xì)解剖復(fù)雜河流相儲(chǔ)層，建立能夠反映窄河道特點(diǎn)的精細(xì)地質(zhì)模型。利用該模型研究了不同寬厚比河道，壓力恢復(fù)速度與含水上升關(guān)系，并建立了相應(yīng)圖版。壓力恢復(fù)速度應(yīng)保持在0.2～0.3 MPa/季度。

(2) 結(jié)合注水開(kāi)發(fā)油藏物質(zhì)平衡方程和圖版，推導(dǎo)出不同壓力恢復(fù)速度下的注采比，并指導(dǎo)油田增注。油田實(shí)際增注效果表明，該方法較為可靠，在

恢復(fù)地層壓力同時(shí)，抑制了含水過(guò)快上升，開(kāi)發(fā)生產(chǎn)形勢(shì)持續(xù)變好。

圖4 渤海BZ油田綜合開(kāi)采曲線