窄薄河流相油田合理地層壓力保持水平及壓力恢復速度研究

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中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452

渤海A油田是位于渤海南部海域的大型復雜河流相窄河道砂體的稠油油田，主要含油層位集中在明化鎮組，具有河道寬度窄(100～300m)、單砂體油層厚度薄(2～8m)、儲層橫向變化快、縱向上多期河道砂體相互交錯疊置的特征[1]。渤海A油田于2004年8月開始投產，投產初期為衰竭開發，生產上表現為地層壓力下降快，產油量遞減大的特征。2005年5月轉為注水開發后，地層壓力下降速度和產油量遞減率均明顯減緩。由于海上生產設施的限制，渤海A油田在注水開發期間有近5年的時間注入水量不夠，油田累計注采比僅為0.46，生產上又出現了明顯的地層壓力下降速度快、產油量遞減大的特征。在海上生產設施問題解決后，渤海A油田的合理地層壓力保持水平及合理的地層壓力恢復速度成為了生產過程中必須要解決的問題。筆者以渤海A油田生產實際為研究背景，提出了渤海A油田的合理地層壓力保持水平，并提出了合理地層壓力恢復計劃，在渤海A油田注水開發過程中取得了比較好的效果。

1 開發面臨的挑戰

渤海A油田因颶風原因臨時復產后，由于海上生產設施處理能力的限制，有近5年的時間處于欠注的狀態，這段特殊的生產歷史，給渤海A油田的開發帶來了較大的問題和挑戰。

1.1 地層壓力下降快

渤海A油田主體區原始地層壓力為16.6MPa，因海上生產設施處理能力的限制，大部分注水井都處于欠注的狀態，截止到2019年，累計注采比僅為0.46，月注采比僅為0.6，目前油田主體區平均地層靜壓僅為11MPa，地層壓降高達5.6MPa。

1.2 產油量遞減加大

由于渤海A油田注入水補充地層能量不足，油田地層壓力下降快，較多生產井都出現了日產液量和日產油量持續降低的情況，油田自然遞減從11%上升至14.8%。

2 合理地層壓力保持水平研究

參考陸地油田合理地層壓力保持水平的研究結果，結合渤海A油田的生產實際，提出了渤海A油田合理地層壓力保持水平及合理地層壓力恢復速度研究的思路：首先，渤海A油田油井均為電泵生產，為了滿足電泵的正常生產，需要滿足泵的沉沒度大于300m及泵吸入口的氣液比小于30%的2個限制條件，據此用油藏工程的方法計算出了滿足海上油田電泵正常生產的最低井底流壓；其次，以計算的該最低井底流壓為界限，建立了海上窄河道砂體稠油油藏生產的數值模擬模型，通過生產歷史及壓力的擬合，計算得出油田合理的地層壓力保持水平及地層壓力恢復速度與采收率的關系曲線；最后結合渤海A油田實際的注水開發情況，提出了渤海A油田合理的地層壓力恢復速度。

2.1 資料調研

大慶薩爾圖油田制定早期內部注水保持地層壓力開發的方案，壓力界限定為原始壓力附近[2～4]；孤島油田將地層靜壓保持在飽和壓力附近，生產壓差保持在1～3MPa[5，6]；羊三木油田由于邊底水能量比較活躍，投產初期依靠天然能量開采，在地層壓力接近飽和壓力時開始注水，保持在飽和壓力以上，原始地層壓力以下，這樣既充分利用了天然能量，又不失時機補充了地層能量，是行之有效的，開發水平位于全國常規稠油油藏開發的先進之列[7，8]。

2.2 各區塊最低井底壓力保持水平的計算

渤海A油田油井均為電泵生產，采油井井底流壓不僅與下泵深度有關, 還與含水率的變化有關, 其表達式為：

pwf=pp+ρmixg(Hm-Hp)

要使泵正常生產一般需要滿足2個條件：①泵的沉沒度大于300m；②泵吸入口的氣液比小于30%。泵吸入口的壓力及氣液比的經驗公式為：

式中：pwf為油井井底流壓，MPa；pp為泵吸入口壓力，MPa；ρmix為油水混合液的密度，kg/m3；Hm為油層中部深度，m；Hp為泵掛深度，m；G為泵吸入口的氣液比，1；Vg、Vo、Vw分別為氣、油、水的體積，m3；R為生產氣油比，m3/m3；Rs為吸入口壓力下溶解氣油比，m3/m3；fw為綜合含水率，1；Bo為原油體積因數，1；Bg為天然氣體積因數，1；Z為天然氣壓縮因數，1；T為吸入口溫度，K。

圖1 渤海A油田最低井底流壓與含水率關系圖版

計算得出渤海A油田不同泵掛深度下最低井底流壓與含水率關系圖版(見圖1)，當渤海A油田泵掛深度1500m，綜合含水率62%時，通過圖版得出目前渤海A油田應保持的最低井底流壓為6.3MPa。

2.3 各區塊合理地層壓力保持水平的計算

建立寬度300m、長度2100m、厚度10m的窄河道模型[9～13]，其網格劃分為20m×20m×1m；河道中心最厚，儲層物性最好，向河道邊部等差變差；PVT、相滲數據分別取自渤海A油田主體區的實際數據；沿河道中心部署2注3采井網，井距500m；模型原始地層壓力16.6MPa。模型控制條件為：①導入油田主體區的PVT及相滲數據；②油井控制條件，依照主體區實際生產情況，設定生產壓差為3MPa，限制最小井底流壓為6.3MPa；③注水井控制條件，2005～2014年期間采用不同注采比將地層壓力分別降至14、12、10、8MPa，之后注采比維持在1保持地層壓力水平，持續生產至2039年；④生產時率為0.95；⑤經濟限制條件，單井極限含水率98%。

通過保持在不同地層靜壓下的采出程度對比，計算渤海A油田主體區維持地層靜壓為12MPa時采出程度最高，推薦渤海A油田主體區合理的地層靜壓保持水平為12MPa(見圖2)。

圖2 不同地層靜壓下采出程度隨時間變化關系曲線

3 合理地層壓力恢復速度研究

在合理地層壓力保持水平研究的基礎上，用機理模型計算合理地層壓力恢復速度的方案設計條件為：①導入主體區的PVT和相滲數據；②依照目前各井區壓力保持水平，通過2005～2014年間的生產，將地層壓力降為11MPa；③油井控制條件，依照主體區實際生產情況，設定生產壓差為3MPa，限最小井底流壓為6.3MPa；④注水井控制條件，以不同注采比，分別通過1～3年時間將地層壓力調整至12MPa，之后注采比維持在1保持地層壓力水平，持續生產至2039年；⑤生產時率為0.95；⑥經濟限制條件，單井極限含水率98%。

在合理的地層壓力保持水平和地層壓力恢復速度確定的情況下，依據物質守恒原理及稠油油田逐步提高注采比的原則，參考等比數列的原理，分別計算出了在1、2、3年時間內將地層壓力恢復至12MPa的注采比。油田目前的累計注采比僅為0.46，月注采比為0.5，如果是在1年內將地層壓力恢復至12MPa，油田最大的月注采比需要增高至2.25；如果是在2年內將地層壓力恢復至12MPa，油田最大的月注采比需要增高至1.7；如果是3年內將地層壓力恢復至12MPa，油田最大的月注采比需要增高至1.4。因渤海A油田為窄薄砂體的稠油油藏，儲層橫向及縱向的非均質性較強，從油田歷年的注水開發情況來看，快速地提高注采比易導致注入水沿單層或單向突進，油田含水上升率快速升高，不利于窄薄砂體稠油油藏的開發[14～16]。

圖3 渤海A油田D20井組分布圖

以渤海A油田D20井組為例，D20井組分布圖如圖3所示。在2006年的注水試驗中，將D20井組明化鎮四油組8小層上的注采比從1.0提高至1.5時，D20井的注入水快速向D21s井波及，導致D21s井的含水率從40%迅速上升至80%，而另外一個方向的油井D14井因注入水能量補充不足，日產液量及日產油量呈明顯的下降趨勢，這個井組中2口油井的開發效果均明顯變差(見圖4)。

結合渤海A油田的開發實際，推薦以3年的時間來恢復渤海A油田的地層壓力。在確定地層壓力恢復目標及恢復速度后，利用等比數列的原理，提出了未來3年渤海A油田主體區各月的注采比計劃，為渤海A油田海上生產設施的進一步改造提供了科學依據。

圖4 渤海A油田D20井組注采曲線

4 應用效果

在渤海A油田合理地層壓力保持水平及合理地層壓力恢復速度研究結論的基礎上，按照未來3年主體區各月的注采比計劃，在渤海A油田41口注水井中篩選出20口，通過采取提高注采比辦法，油田部分井組的地層壓力呈逐步上升趨勢，主體區部分油井的日產液量和日產油量逐步穩定，部分油井日產液量和日產油量逐步上升，油田的自然遞減率從2015年的14.8%逐步減緩至2017年的12.9%，油田含水率上升穩定，開發效果明顯變好。

5 結論

1)利用油藏工程及數值模擬的方法，提出了渤海A油田合理的地層壓力保持水平和合理地層壓力恢復速度計劃，解決了海上油田因海上設施處理能力限制導致油田累計注采比低，油田地層壓力下降快，油田下一步該如何恢復地層壓力的問題。

2)渤海A油田注水井按照以3年的時間將地層壓力恢復至12MPa的計劃，逐步提高注水井的注采比。在實踐中，油田局部地層壓力逐步恢復，部分油井日產液量和日產油量逐步上升，油田自然遞減率明顯減緩，取得了較好的開發效果，對其他類似油田的注水開發具有一定的借鑒意義。