潘 杰，汪全林，凌浩川，孫 強(qiáng)，張 弛

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459)

BZ油田為渤海地區(qū)典型的稀油油田，地層原油粘度13.36～17.58 mPa·s，目前含水率76.0%，已進(jìn)入高含水階段。隨著油田含水率上升，產(chǎn)量遞減較快，導(dǎo)致油田穩(wěn)產(chǎn)難度加大，通過提液[1-2]來保持穩(wěn)產(chǎn)是油田在中高含水階段常采用的措施。在合理生產(chǎn)壓差下，提液時(shí)機(jī)取決于無因次采液指數(shù)的變化規(guī)律，當(dāng)無因次采液指數(shù)大于1后油井采液能力逐步增加，具有較充足的提液能力[3-4]。根據(jù)BZ油田的原始相滲曲線及油水粘度，推論出油田含水率大于90.0%之后才適合提液。但通過大量文獻(xiàn)調(diào)研[5-6]可以得出：油田經(jīng)過長(zhǎng)期水驅(qū)后，巖石親水性增強(qiáng)，相滲曲線與初始狀態(tài)對(duì)比發(fā)生顯著變化。本文利用廣適水驅(qū)特征曲線對(duì)油田大量實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，得到了反應(yīng)油田目前生產(chǎn)特征的動(dòng)態(tài)相滲曲線，并推導(dǎo)出無因次采油/液指數(shù)曲線，判斷出含水率大于60%后BZ油田適合提液。利用該結(jié)論指導(dǎo)油田提液6井次，均取得了良好的增油效果。

1 BZ油田地質(zhì)油藏特征

BZ油田為典型的稀油油田，地層原油粘度13.36～17.58 mPa·s，密度0.866～0.867 t/m3，飽和壓力12 .8 MPa。孔隙度為26.5%～31.6%，平均28.7%，滲透率為(378.9～3 500.9)×10-3μm2，平均1 539.7×10-3μm2，為高孔高滲油田。

油田天然能量不足采用注水開發(fā)，主要采用水平井開采，油田于2010年4月投產(chǎn)，目前含水率76.0%，進(jìn)入高含水階段。

2 確定合理提液時(shí)機(jī)

2.1 確定動(dòng)態(tài)相滲曲線

確定動(dòng)態(tài)相滲曲線常采用水驅(qū)特征曲線法[7-9]，根據(jù)調(diào)研，廣適水驅(qū)曲線可用于不同含水階段，且對(duì)海上水驅(qū)油藏適用性強(qiáng)[10]，所以本文采用該方法對(duì)油田動(dòng)態(tài)生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合。首先對(duì)油田的動(dòng)態(tài)生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行去噪，利用廣適水驅(qū)特征曲線方程進(jìn)行擬合，確定相關(guān)參數(shù)。

第一步：對(duì)生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行廣適水驅(qū)曲線擬合，確定參數(shù)NR、a、q，即可得到相應(yīng)的油相指數(shù)no和水相指數(shù)nw。

(1)

(2)

(3)

第二步：確定不同含水飽和度下的相滲曲線。

(4)

(5)

(6)

根據(jù)BZ油田的實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)及公式(1)～(6)，擬合結(jié)果較好(見圖1)，結(jié)合油田基本參數(shù)得到相關(guān)擬合參數(shù)(見表1)，在此基礎(chǔ)上得到反映油田實(shí)際生產(chǎn)現(xiàn)狀的動(dòng)態(tài)相滲曲線(見圖2)。

圖1 BZ油田擬合曲線

表1 BZ油田基本參數(shù)及擬合參數(shù)

圖2 BZ油田動(dòng)態(tài)相滲曲線

2.2 確定合理提液時(shí)機(jī)

在動(dòng)態(tài)相滲曲線的基礎(chǔ)上，根據(jù)Leverett函數(shù)即可得到不同含水飽和度下的含水率及無因此采油/液指數(shù)(見公式(7)～(9))，當(dāng)無因次采液指數(shù)大于1即具備提液能力。結(jié)合BZ油田參數(shù)確定無因次采油/液指數(shù)(見圖3)，可看出含水率大于60%后上升且大于1，具備提液能力，可以進(jìn)行提液。

(7)

(8)

(9)

圖3 BZ油田無因次采油/液指數(shù)曲線

將本文計(jì)算得出的長(zhǎng)期水驅(qū)后的油田動(dòng)態(tài)相滲曲線與巖心靜態(tài)相滲曲線進(jìn)行對(duì)比(見圖4)，可以看出油田因長(zhǎng)期水驅(qū)沖刷作用，巖心親水性增強(qiáng)，等含水飽和度下，動(dòng)態(tài)水相相對(duì)滲透率顯著大于靜態(tài)水相相對(duì)滲透率，從而導(dǎo)致動(dòng)態(tài)無因次采液指數(shù)早于靜態(tài)無因次采液指數(shù)上升(見圖5)，從圖5可以看出動(dòng)態(tài)無因次采液指數(shù)在含水率大于60%后上升且大于1，而靜態(tài)無因次采液指數(shù)在含水率大于90%后才具有此特征，所以基于油田實(shí)際生產(chǎn)特征，可以確定提液時(shí)機(jī)可從90%提前到60%。

圖4 BZ油田動(dòng)靜態(tài)相滲曲線對(duì)比

圖5 BZ油田動(dòng)靜態(tài)無因次采液/油曲線對(duì)比

3 實(shí)例驗(yàn)證

以BZ油田的A24H井為例，該井位于BZ油田某一砂體上(見圖6)。

圖6 A24H井井位

油藏平均有效厚度為5 m，水平段長(zhǎng)400 m，目前日產(chǎn)液178 m3，日產(chǎn)油35 m3，含水率80%，根據(jù)以上結(jié)論適合提液。對(duì)該井進(jìn)行提液后，日產(chǎn)液290 m3，日產(chǎn)油68 m3，日增油33 m3，增油效果顯著(見圖7)。

圖7 A24H井生產(chǎn)曲線

4 認(rèn)識(shí)與結(jié)論

(1)基于油田生產(chǎn)數(shù)據(jù)，采用廣適水驅(qū)特征曲線方法確定了油田動(dòng)態(tài)相滲曲線，指導(dǎo)油田提液，確定合理的提液時(shí)機(jī)，有利于海上稀油油田的高效開發(fā)。

(2)通過動(dòng)靜態(tài)相滲曲線對(duì)比，可以看出油田因長(zhǎng)期水驅(qū)沖刷作用，巖心親水性增強(qiáng)，等含水飽和度下，動(dòng)態(tài)水相相對(duì)滲透率大于靜態(tài)水相相對(duì)滲透率，從而導(dǎo)致提液時(shí)機(jī)提前。

(3)通過該方法指導(dǎo)油井提液，通過現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐看提液效果明顯，論證了該方法的可靠性。

符號(hào)解釋：

Np為累積產(chǎn)油量，104m3；Wp為累積產(chǎn)水量，104m3；NR為單井控制儲(chǔ)量，104m3；a、q為回歸常數(shù)，無因次；nw為水相指數(shù)；no為油相指數(shù)；krw(sor)為殘余油飽和度下的水相相對(duì)滲透率；kro(swi)為束縛水飽和度下的油相相對(duì)滲透率；kro為油相相對(duì)滲透率；krw為水相相對(duì)滲透率；μw為地層水粘度，mPa·s；μo為地層原油粘度，mPa·s；Bo為原油體積系數(shù)，無因次；Bw為地層水體積系數(shù)，無因次；Sor為殘余油飽和度；swi為束縛水飽和度；sw為含水飽和度；fw為含水率；Jo為無因次采油指數(shù)；Jl為無因次采液指數(shù)。