王敏 陳民鋒 李晨辰 喬聰穎 吳 麗

(中國(guó)石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院，北京 102249)

受海洋自然環(huán)境條件的限制，我國(guó)陸上油田低速開(kāi)發(fā)、長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)的開(kāi)發(fā)思路和策略不再適用于海上油田。海上油田開(kāi)發(fā)一般采用高采油速度，開(kāi)發(fā)周期較短［1-3］。目前要保證高速開(kāi)發(fā)下持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，保證優(yōu)質(zhì)開(kāi)發(fā)又成了新的研究課題。

采油速度變化規(guī)律是海上油田注水開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)的核心內(nèi)容［4-7］，對(duì)綜合考察油田地質(zhì)因素至關(guān)重要。稠油油田普遍孔滲性較好，低含水期含水上升速度較快，而中高含水期含水上升速度減緩，是稠油油藏開(kāi)發(fā)的重要階段［8-9］。本次研究旨在分析不同含水階段下，年產(chǎn)油量自然遞減率和剩余可采儲(chǔ)量采油速度這2個(gè)關(guān)鍵指標(biāo)的理論變化規(guī)律，為海上油田注水開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)提供更多理論依據(jù)。

1 采油速度評(píng)價(jià)指標(biāo)及計(jì)算方法

1.1 不同含水階段采油速度變化

油井年產(chǎn)油量計(jì)算公式為:

式中:q—油井年產(chǎn)油量，m3;

J— 采油指數(shù)，m3/(d·MPa);

pi— 原始地層壓力，MPa;

pwf— 井底流壓，MPa;

ε—無(wú)因次生產(chǎn)系數(shù)。

式中:Kro(Sw)— 不同含水飽和度下的油相相對(duì)滲透率;

Kro(Scw)—束縛水飽和度下的油相相對(duì)滲透率。

由以下方法可確定井底流壓pwf:一種方法是取恒定流壓，可通過(guò)實(shí)際平均井底流壓進(jìn)行取值;另一種方法是取油井合理流動(dòng)壓力下限，即最低允許流動(dòng)壓力，可采用流入動(dòng)態(tài)曲線法進(jìn)行計(jì)算［10］。在一定泵掛深度條件下的最小流壓，加上生產(chǎn)壓差，即為地層壓力下限值。井底壓力低于該值以后，由于原油脫氣嚴(yán)重，將會(huì)影響采油井生產(chǎn)能力的正常發(fā)揮。若要保持穩(wěn)定的產(chǎn)量，必須使地層壓力高于下限值。油井最低允許流動(dòng)壓力與地層壓力、油藏飽和壓力、原油性質(zhì)及含水率有關(guān)，可由式(3)進(jìn)行計(jì)算:

其中:

式中Nspc為單井控制儲(chǔ)量，m3。

1.2 年產(chǎn)油量自然遞減率

計(jì)算年產(chǎn)油量自然遞減率，可用當(dāng)年實(shí)際年產(chǎn)油量扣除當(dāng)年新井年產(chǎn)油量后，除以上年底標(biāo)定日產(chǎn)水平折算的當(dāng)年產(chǎn)油量［11］。年產(chǎn)油量自然遞減率是反映采油速度變化規(guī)律的重要指標(biāo)，其值越大，表明油田的穩(wěn)產(chǎn)難度越大。理論上的油田年產(chǎn)油量自然遞減率可由下述方法獲得。

首先，由無(wú)因次采出曲線推導(dǎo)出不同油水黏度比下的采出程度-含水率關(guān)系式:

式中:B—原油體積系數(shù)，無(wú)因次;

pb— 飽和壓力，MPa;

pR— 原始地層壓力，MPa;

Z—天然氣偏差系數(shù);

T—井底油層溫度，K;

α—原油溶解系數(shù)，MPa-1;

fw—油井含水率，%。

進(jìn)而根據(jù)式(1)計(jì)算采油速度V:

其中，Rm為水驅(qū)極限采收率。

當(dāng)油水黏度比μr大于50時(shí)，系數(shù)a和D取值:

根據(jù)式(5)—(7)即可計(jì)算出不同含水率下的理論采出程度。結(jié)合式(4)，可以得到采出程度由Rn-1增至Rn時(shí)的折算生產(chǎn)時(shí)間為:

那么第n時(shí)刻的自然遞減率計(jì)算公式為:

式中:Rn—第n時(shí)間點(diǎn)的采出程度，%;

Rn-1—第n-1時(shí)間點(diǎn)的采出程度，%;

Vn—第n時(shí)間點(diǎn)的采油速度，%;

Vn-1—第n-1時(shí)間點(diǎn)的采油速度，%;

tn— 采出程度由Rn-1增至Rn的生產(chǎn)時(shí)間，d。

1.3 剩余可采儲(chǔ)量采油速度

油田剩余可采儲(chǔ)量采油速度是反映油田采油強(qiáng)度、儲(chǔ)采比變化趨勢(shì)的綜合開(kāi)發(fā)指標(biāo)［12］。特別是油田進(jìn)入開(kāi)采遞減階段后，它的變化不僅反映油田的遞減規(guī)律，而且還能反映可采儲(chǔ)量變化以及調(diào)整措施對(duì)油田遞減的影響。根據(jù)式(5)和式(8)，也可以計(jì)算出第n時(shí)刻的剩余可采儲(chǔ)量采油速度Vsn:

2 油田實(shí)例分析

以海上稠油油田某典型區(qū)塊(A區(qū)塊)實(shí)際數(shù)據(jù)為例，計(jì)算該區(qū)不同含水階段年產(chǎn)油量變化規(guī)律。該油田受構(gòu)造、邊(底)水、斷層和巖性的綜合控制，具有井距跨度大、砂體多、油水黏度比大、多油水體系等特點(diǎn)。油區(qū)內(nèi)部采用棱形反九點(diǎn)注采井網(wǎng)，油區(qū)邊部采用不規(guī)則面積注水井網(wǎng)。所采用的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如下:原始地層壓力為11.7 MPa，飽和壓力為6.93 MPa，合理恒定流壓為 4.28 MPa，單井控制儲(chǔ)量為75×104m3，原油黏度為153 mPa·s，原油體積系數(shù)為1.081，溶解系數(shù)為 4.2 MPa-1，天然氣偏差因子為0.95，井底油層溫度為338 K，無(wú)因次生產(chǎn)系數(shù)ε值為11。圖1為A區(qū)塊相對(duì)滲透率曲線。圖2為A區(qū)塊采油速度隨含水率變化曲線。

圖1 A區(qū)塊相對(duì)滲透率曲線

采油速度的理論變化曲線主要受相滲曲線和油水黏度比控制，隨著含水增加，采油速度逐漸下降。在中低含水期采油速度下降較為平穩(wěn)，當(dāng)含水率超過(guò)90%后采油速度迅速下降，可見(jiàn)中低含水期是水驅(qū)稠油油藏的重要開(kāi)發(fā)階段。在A區(qū)塊低含水期，實(shí)際采油速度高于理論曲線，在中含水期迅速下降，并逐漸與理論曲線趨于一致。由此可見(jiàn)該區(qū)塊初期采用較高采油速度，但由于注采井網(wǎng)不完善，邊底水控制作用強(qiáng)，未能保持穩(wěn)產(chǎn)開(kāi)發(fā)。

圖2 A區(qū)塊采油速度隨含水率變化曲線

在油井最低允許流動(dòng)壓力以及合理恒定流壓限制條件下，分別計(jì)算出A區(qū)塊理論自然遞減率隨含水率變化曲線(圖3)。隨著含水率升高，理論年產(chǎn)油量自然遞減率逐漸降低，其中在低含水期，自然遞減較快，中含水期趨于平穩(wěn)，高含水期自然遞減較慢。而實(shí)際年自然遞減率在中含水期高于理論值，體現(xiàn)為產(chǎn)能遞減加快，開(kāi)發(fā)效果變差。該區(qū)塊油水關(guān)系復(fù)雜，且采用整套開(kāi)發(fā)層系合采，效果欠佳。在此建議細(xì)分層系，完善注采井網(wǎng)形式，以調(diào)整好高速開(kāi)發(fā)與穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)系。

在油井最低允許流動(dòng)壓力限制條件下，剩余可采儲(chǔ)量采油速度隨含水率變化曲線如圖4所示。在中低含水期，理論剩余可采儲(chǔ)量采油速度平穩(wěn)增加;在高含水期迅速增大。與理論曲線相比，A區(qū)塊剩余可采儲(chǔ)量采油速度逐漸減小，反映出目前開(kāi)發(fā)效果正逐漸變差。

圖3 A區(qū)塊自然遞減率隨含水率變化曲線

圖4 A區(qū)塊剩余可采儲(chǔ)量采油速度隨含水率變化曲線

3 結(jié)語(yǔ)

本次研究從采油速度出發(fā)，結(jié)合含水率與采出程度，得出年產(chǎn)油量自然遞減率和剩余可采儲(chǔ)量采油速度這2個(gè)關(guān)鍵指標(biāo)的理論計(jì)算方法。

針對(duì)海上稠油油田某典型區(qū)塊進(jìn)行了實(shí)例計(jì)算，結(jié)果表明該油田在低含水期理論自然遞減較快，中含水期趨于平穩(wěn)，高含水期自然遞減較慢，理論剩余可采儲(chǔ)量采油速度在低含水期平穩(wěn)增加，在高含水期迅速增大。實(shí)際值與理論曲線相比，油田中含水期采油速度下降快，目前開(kāi)發(fā)效果逐漸變差。建議進(jìn)行調(diào)整措施，處理好高速開(kāi)發(fā)與穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)系，為明確剩余油的挖潛方向奠定基礎(chǔ)。

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