海上特高含水期油藏提液增油方案设计研究.pdf
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1、天然气与石油502023年10 月NATURALGAS ANDOIL海上特高含水期油藏提液增油方案设计研究路颖宋刚祥马恋石美雪中海石油(中国)有限公司上海分公司,上海2 0 0 0 30摘要:海上P油田目前已进入开发中后期,为更好发挥特高含水期油藏提液增油措施效果,以单井生产动态数据为基础,通过多参数自动优化拟合,开展无因次采液指数变化规律研究,形成了P油田广适水驱曲线特征公式,提出了以单井全寿命生产动态为基础筛选提液井、判断提液时机、确定提液幅度、产液结构调整的方法。应用产液结构调整方法制定的P油田提液增油方案进行了6 口井提液生产,均取得了良好效果。现场实践表明,产液结构调整方法成本低、收
2、益高,能为海上同类特高含水期油藏提高采收率提供借鉴经验。关键词:单井提液;广适水驱理论;开发规律;特高含水期D0I:10.3969/j.issn.1006-5539.2023.05.008Study on the engineering design of liquid extraction for oil production increasein offshore ultra-high water-cut reservoirsLU Ying,SONG Gangxiang,MA Lian,SHI MeixueCNOOC China Ltd.,Shanghai Branch,Shanghai,
3、200030,ChinaAbstract:In order to give full play to the effect of the measures of increasing liquid and oil productionin the ultra-high water cut period,the characteristic formula of the eurytopic water-drive curve of P oilfieldwas formed based on the production dynamic data of single well in offshor
4、e P oilfield and the change law ofdimensionless liquid production index was studied.The method of determining the timing of increasingliquid and determining the extent of increasing liquid was proposed based on the production dynamic ofsingle well in the whole life.Good results have been achieved in
5、 6 Wells of P oilfield with the increasing oilproduction plan formulated by this method.This method provides reference for enhancing recovery rate ofoffshore ultra-high water-cut reservoirs.Keywords:Liquid extraction from single well;Eurytopic water-drive theory;Development pattern;Ultra-high water
6、cut period花港组油藏储层物性好,水体规模大,能量足,依靠天然0前言P油田位于东海陆架盆地西湖凹陷P构造带中部,主要含油层位是渐新统花港组,孔隙度分布范围为14.5%28.6%,平均2 0.5%;渗透率分布范围为8.0 414.0mD,平均52.0 mD,属于中孔、中渗储层。P油田能量开发,截至目前已生产2 4a,采出程度达到41%,综合含水96%,处于特高含水阶段。海上油田开发成本高,平台寿命有限,为实现经济年限内采出程度最高,提高纵向上油层动用程度并减缓层间干扰,提液是海上油藏高含水期最重要的稳产手收稿日期:2 0 2 3-0 3-19基金项目:国家科技重大专项“东海厚层非均质性大
7、型气田有效开发关键技术”(2 0 16 ZX05027-004)作者简介:路颖(1991-),女,河北景县人,工程师,学士,主要从事海上砂岩油气藏开发领域的研究。E-mail:第41卷第5期OIL&GASEXPLORATIONANDDEVELOPMENT油气勘探与开发段。根据油藏流体及储层物性特点,通过多参数自动优(5)化拟合,建立N,与N,/W,的关系,形成P油田广适水uB驱曲线特征公式 。通过调整特征参数,建立无因次采式中:Kr(Sw)为油相相对渗透率;Kw(S)为水相相对液指数图版,根据无因次采液指数与含水率关系曲线形渗透率;S为含水饱和度;。为原油黏度,mPas;B。为态筛选提液层位及
8、提液井,本方法仅需生产资料即可判原油体积系数,m/m;为水黏度,mPas;B为水体断油井能否提液,与传统相渗判断法相比,具有简单实积系数,m/m。用、判断准确的特点。根据式(4)(5)绘制曲线。当无因次采液指数为1常见提液时机及提液幅度研究多基于油藏工程方时,将无因次采液指数与含水率关系分为4种类型,见图1。法2-5 或油藏数值模拟6-8 等,该类方法均基于探井实际相渗测试资料,不能与实际生产相结合且无法准确预测提液量。针对此问题,从不同含水率阶段人手,提出以单井全寿命生产动态为基础,通过含水率与含水上升率及无因次采液指数的关系确定提液最佳时机及提液幅度9-14,由传统粗放式的提液方法转变为基
9、于单井的精细化提液方式。1扶提液可行性1.1提液方案研究海上油田开发存在内在的客观自然规律。基于单井全寿命生产动态数据提出广适水驱曲线法研究无因次采液指数变化规律,建立含水率与采出程度关系图版研究含水率上升规律。广适水驱曲线15-2 0 1主要是利用油井累产油N,累产水W,数据,通过多参数自动优化拟合的方法,来寻找N与N/W,的关系,以此确定油井的可动油储量(极限可采)Nr,水驱特征参数a、q,油相指数n。,水相指数nw,水油流度比M,再对累产水、含水率进行拟合来调整各参数。N,=NR-兰(1)Wn。+12n一11-1.2a1M=NxR式中:N,为累产油,10*m;NR为可动油储量(极限可采)
10、,10*m;W,为累产水,10*m;q为水驱特征参数;n。为油相指数;n为水相指数;M为水油流度比。油井对应某一含水率时的采液指数与含水率为0 时的采液指数之比为无因次采液指数。无因次采液指数51u.B.JoL=K(S.)+K(S)A型B型C型1.0D型020%40%60%80%100%图1无因次采液指数与含水率关系曲线图Fig.1 Curves between dimensionless liquid productionindex and water-cut图1中,A型曲线几乎一直上升,在低含水期达到JpL1.0;B型曲线先降后升,在中高含水期达到JpL1.0;C型曲线先降后升,在特高含水
11、期达到JpL1.0;D型曲线几乎一直下降,且始终满足JDL1,代表t时刻产液量与初始液量相比,油井产液能力增加,即认为油井具备提液能力。当JL与f关系满足A型或B型曲线时,油井适合提液;当JpL与f关系满足D型曲线时,油井不适合提液。1.2提液层位筛选花港组油藏划分为8 个砂层组(H1H8),主力层为H2、H 3、H 6、H 7 砂层组。利用广适水驱曲线研究得出(2)各层无因次采液指数。以H2层为例,选取稳定水驱阶段的生产数据,拟合广适水驱曲线得到关系式,见图2。165(3)140a.01/11590上65上y=-0.2046x+247.25R-0.9909与含水率的关系式为:40Jo(f)/
12、mC.)=1-f式中:JDL为无因次采液指数;Jpo为含水率为O时的采液指数;f为含水率。代人含水率的表达式,且不考虑开发过程中油层绝对渗透率的变化,则可将无因次采液指数进一步表示为:400(4)图2 H2层广适水驱曲线定量表征图Fig.2 Characterization diagram of H2 eurytopic water drive curves根据式(1)(2)和图2 可得式(6),求得NR=247.25、a=2.45、9=2.7 2。曲线计算值与实际产水量、600N/(10m8001000H2天然气与石油522023年10 月NATURALGAS AND OIL含水率拟合程度高
13、,表明建立的广适水驱曲线符合实际水驱规律,见图3。由此拟合得到的nw、n。值便是符合油藏实际地质和开发特征的油相、水相指数值。N,=247.25-0.2750实际累计产水量计算累计产水量600实际含水率上一计算含水率u,01/4503001500图3H2层累积产水量与平均含水率拟合曲线图Fig.3 The fiting curves of cumulative water productionand average water cut in H2 layer利用广适水驱曲线模型计算得到H2层的无因次采液指数曲线,见图4。H2层无因次采液指数先降后升属于B型曲线,含水率为6 4%时无因次采液指数
14、为1。运用同样的方法,得出其他层的无因次采液指数曲线。无因次采液指数随含水率的增加而升高,见图5。430图4H2层无因次采液指数与含水量关系图Fig.4The dimensionless production index curve of H2 layer10rH2H38FH4H5H66H7H8420图5P油田各层无因次采液指数曲线图Fig.5The dimensionless liquid production index curvesof each layer in P oilfield通过计算,H3层、H6层、H7层、H8层无因次采液指数属于C型,H5层无因次采液指数属于D型,以上储层均
15、不适合提液。只有H2层、H4层储层无因次采液指数N2属于B型,适合提液。(6)W70.58P50100N,/10m20%40%660%80%100%20%40%60%80%100%2确定提液时机100%2.1采液指数变化规律80%P油田各层无因次采油指数曲线见图6。由图6 可60%知,无因次采油指数随含水率的增加而下降。水油流度比越大无因次采油指数随含水率下降幅度越缓,反之越40%陡;水油流度比是影响无因次采液指数的主要因素;当20%M10时,无因次采液指数先下降后上升并 1.0;当1M10时,无因次采液指数先下降后上升并始终01502001.0;当M1时,无因次采液指数随含水率的上升不断下降
16、。通过计算得出各层的水油流度比,H2层水油流度比为12.0 9,H4层水油流度比为13.2 6,其余层水油流度比均 1。1.21.000.80.60.40.20.0图6P油田各层无因次采油指数曲线图Fig.6The dimensionless oil production indexcurves of each layer in P oilfield2.2含水上升规律油藏含水上升规律一般分为四种基本模式:厂型、凸型、凹型、S型。通过统计P油田各油藏含水率与采出程度的关系,建立了3种含水上升规律曲线,即以H4油层为典型的厂型,以H2油层为代表的凸型,和以H5 油层为代表的S型,见图7。100%m
17、型80%60%40%20%0图7 P油田各层含水上升曲线图Fig.7Water cut rise curves of each layer in P oilfieldH3H4H5H6H7H820%40%60%80%100%凸型S型10%20%采出程度H2H4H530%40%50%第41卷第5期OIL&GASEXPLORATIONANDDEVELOPMENT油气勘探与开发不同含水上升规律油藏具有不同的生产特征,厂型曲A2、A 3、A 4、A A 7、A 9、A 11进行提液生产,6 口井合计提液线反映油藏见水早、无水采油期短,大部分产量在高含水1000m3a累计增油8.5310*m,提高P油田采
18、收期(7 5%)以后采出;凸型曲线反映油藏见水较早、无水采率约5%,增产效果显著,每口井具体提液量见表1。实油期短(4个月左右),大部分产量在中高含水期产出(含践表明,基于广适水驱曲线的提液技术可推广应用于高水7 5%之前);而S型曲线反映油藏见水晚、无水采油期较含水油藏。长(一般6 9个月),大部分产量在中低含水期采出。表1油藏提液幅度及增油效果表2.3提液时机Tab.1Increasing liquid range and oil increasing effect以H2层为例研究提液时机,利用广适水驱曲线模举升提液前配液提液量!提液后液量/型得到H2层可动油储量采出程度与含水率、含水上升
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