海上稠油油藏能量分區評價及開發調整策略

衛喜輝，閆正和，謝明英，羅 澤，陳一鳴

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司研究院，廣東深圳518000）

油田合理開發方式取決于天然能量狀況，油藏能量評價結果將影響油田整體井網部署策略，海上開采平臺是否考慮注水設施，以及最終的開發投資和開發決策。 南海東部海上油田開發實踐證實海相沉積儲層砂體橫向連續性好，天然能量充足，采用天然水驅開發取得了高采油速度、高采出程度的開發效果［1-3］。 P油田整體開發方案設計采用天然能量開發， 但投產后高部位井初期產量較高但遞減快，穩定產量低，難提液，開發效果明顯低于設計。 為改善油田開發效果， 需對油田能量狀況進行評價，以優化開發方式和確定開發調整策略。 目前大多研究針對油藏整體的能量狀況進行評價［4-8］，很少對油藏不同區域的能量狀況進行評價。 本文采用能量分區評價思路， 將油藏劃分為能量充足區和能量不足區，并基于能量分區認識，確定了油藏邊部依靠天然能量開發和油藏中高部位注水開發的開發調整策略。

1 油田概況

P油田是南海東部海域的一個典型的疏松砂巖高泥質稠油油藏，屬于在基底隆起上的受一組右行雁列式帚狀斷層所控制的低幅度斷背斜構造，構造呈SWW-NEE走向，地層傾角0.32°～0.99°，閉合高度56～71 m，圈閉面積59.6～73.9 km2。 油田儲層為海相三角洲三角洲外前緣沉積， 沉積微相以遠砂壩和河口壩為主。 儲層巖性以細砂巖和粉砂巖為主，油田測井解釋泥質含量12.8%～24.7%， 平均17.7%；孔隙度22.3%～30.4%，平均25.4%；滲透率（54.4～701）×10-3μm2，平均215×10-3μm2；地層原油黏度111～277 mPa·s，油藏流度（0.8～2.8）×10-3μm2/mPa·s，儲層總體以中—高孔、中滲為主，但屬于特低流度稠油油藏［9］。 其中主力油藏HJ2-21在含油范圍內砂體穩定發育，平面物性分布為西部稍好，水平段測井平均滲透率（369～486）×10-3μm2，中部和東部物性相近，水平段測井平均滲透率（203～531）×10-3μm2，油藏邊部和中高部位的地層原油黏度基本一致。 油藏埋深1 200～1 400 m， 原始地層壓力12.15～13.96 MPa，地層溫度68.1～75.9 ℃，為正常的溫度壓力系統。

油田于2016年9月投產，大多數井在初期產量較高但遞減快，生產50 d后產量基本穩定，但穩定產量低，只有初期的1/3～1/2，同時井底流壓初期下降快，之后基本穩定，難提液。截至2017年底油田采出程度1.85%，綜合含水44.9%，2018年3月開始進行注水開發。 與同海域其他海相砂巖油田高速開采特征不同， 油田生產動態表現為低產和低采油速度，嚴重制約經濟效益，迫切需要開發調整提高開發效果。

2 油藏能量狀況研究

2.1 油藏整體能量評價

油藏及其水體應該是一個研究整體，其中油藏范圍及其特征決定了儲量規模，而水體范圍及其性質決定了應采用天然能量開發還是人工補充能量開發。目前水體能量研究方法主要有三種［10-16］：第一種是地質靜態法，主要依據構造、測井和地層對比研究水體范圍來評價水體能量大小，該方法受地震分辨率和斷層認識的制約，需結合區域內已開發油田能量供給情況進行評價。 第二種是油藏工程法，采用物質平衡原理分析水體大小及水侵速度，可信度較高， 但要求油藏有一定采出程度和明顯壓降，一般采出程度應大于2%［17］，油藏平均壓力計算合理且代表性強，否則影響結果準確度。 第三種是數值模擬法，通過建立油藏模型調整地層參數擬合地質儲量、產液量和壓力來分析水體大小。 油田開發早期生產時間短，含水低，含水上升規律不明確，影響水侵方向判斷和壓力擬合，且擬合過程復雜，多用于開發中后期。

P油田南部受斷層控制，北部與廣闊水體連接。通過地球物理反演確定HJ2-21油藏的砂體分布范圍， 采用平均儲層厚度和孔隙度估算水體倍數為44.2。 地層對比發現距油田17 km井的儲層對比性強，考慮到同海域內已開發的海相沉積油田均采用天然能量開發，因此前期評價階段認為水體能量充足，依靠天然能量開發。

油藏工程法計算水體倍數約40倍，同時油藏開發初期彈性能占比82%，2018年9月邊水驅動能量占比從18.0%增加到72.7%（見表1）， 表明油藏具有較大水體，且隨著邊水逐漸侵入，油藏具有較充足的能量供給。 但需指出的是，地質靜態分析和油藏工程法均是評價油藏整體能量，而實際上油藏不同區域井的開發動態差異很大，能量供給差異也很大。

表1 HJ2-21油藏驅動能量占比分析

2.2 油藏能量分區評價

首先，采用動態法對油藏進行能量分區評價。一般來說，能量充足區域井的動態特征為投產后液量能保持在較高水平，井底流壓相對平穩，提液后液量增加并能保持平穩， 井底流壓在新水平保持平穩，表現地層供液充足。 能量不足區域井的動態特征為投產初期液量水平較高， 但液量快速遞減，井底流壓也快速降低，電潛泵提頻后液量不增加或增幅小，而泵溫升幅高影響電潛泵正常生產，液量只能維持在較低水平， 不能滿足海上油田產量需要，表現地層供液不足。 因此，基于井的生產動態特征，結合南海東部海域內能量充足類似油藏的液量水平（水平井初期液量159 m3/d，高含水期液量能達到795 m3/d）， 將井劃分為能量不足井和能量充足井，并依此開展油藏能量分區評價研究。

本油田中能量充足井的動態特征見圖1，投產后液量和井底流壓高，隨生產進行液量增大，且提頻后液量增加，井底流壓比較平穩，能提液滿足未來高液量生產。 而能量不足井的動態特征見圖2，投產后初期液量水平高，但遞減快，穩定后液量水平只有初期的1/2，井底流壓液也快速下降，后期提液但液量增加幅度小， 不能滿足未來高液量生產需求。通過歸類發現，油水邊界附近井能量充足，井底流壓高，生產壓差0.7～1.3 MPa，而油藏中高部位井能量不足，生產壓差3～4 MPa，地層總壓降達2.5 MPa。由于油藏構造十分平緩,各井工作制度相似，井底流壓也反映了油藏能量狀況［18］，油水邊界附近井底流壓12.2～12.8 MPa，中高部位井底流壓9.5～10.5 MPa。同時，中高部位井電潛泵提頻后液量增加很少而馬達溫度快速上升到120～140 ℃。 這些均表明油藏邊部井能量充足而中高部位井能量不足，即油藏不同區域的能量供給狀況不同。 油井生產動態表明，井在內油水邊界外或距內油水邊界200 m以內的區域天然能量供給充足（見圖3）。

圖1 能量充足井生產動態曲線

圖2 能量不足井生產動態曲線

其次，采用數模法對油藏進行能量分區評價。建立主力油藏HJ2-21的均質概念模型以分析距內油水邊界不同距離的能量供給情況，該油藏高點埋深-1 345 m，地層厚度8 m，平均地層傾角0.69°，平均孔隙度26.0%，平均滲透率315×10-3μm2，地層原油黏度111 mPa·s，原始地層壓力13.63 MPa，飽和壓力1.59 MPa。 模型網格數Nx×Ny×Nz為50×20×16，網格大小為50.4 m×50.4 m×0.5 m，邊水水體倍數為40倍（見圖4）。

圖3 P油田開發井能量狀況劃分

圖4 油藏概念模型（平面圖和剖面圖）

概念模型計算表明：當水平井距內油水界面距離分別為0，200,400,800,1 200,1 600,2 000 m時，在相同的生產控制參數（初產159 m3/d，最大液量795 m3/d）下，距油水邊界越遠，井底流壓下降幅度越大，當距離為400 m時最小井底流壓為8.9 MPa， 此時生產壓差4.6 MPa，大于臨界出砂壓差，出砂風險大，進一步降壓提液的空間也很?。ㄒ妶D5）。 當距內油水邊界不同距離的水平井同時生產時， 除邊部2口井能量充足外，由于邊部井的“能量截留”作用，距內油水邊界距離大于400 m以上時最小井底流壓為3.5～6.0 MPa（見圖6），已遠不能滿足生產需要。

圖5 距內油水界面不同距離水平井分別生產時的井底流壓

圖6 距內油水界面不同距離水平井同時生產時的井底流壓

結合動態法和數模法研究結果， 對本油田主力油藏（滲透率315×10-3μm2，油藏流度2.8×10-3μm2/mPa·s）來說，在距內油水邊界200 m以內的區域天然能量充足，單井液量達到795 m3/d，能滿足海上大液量生產要求，主力油藏的分區能量供給見圖7。 同時也說明，水侵速度不僅與水體幾何形狀和大小、油藏滲透率、油水黏度比、流體和巖石壓縮系數、地層壓差有關外［19］，也與井距水體的距離遠近有重要關系。

2.3 中高部能量不足原因分析

油藏邊部能量充足但中高部位能量不足，導致這種能量分區差異的主要原因有：（1） 油藏含油面積11.4 km2，井距內油水邊界300～1 200 m，同時儲層物性差且非均質性強、流度低等導致儲層傳導性差，邊水能量供給速度慢，低于中高部位產液速度。壓力恢復測試中高部位井的壓力恢復速度非常緩慢，關井170 h僅增加1.15 MPa，最終也未恢復到原始地層壓力；（2） 油藏構造形態進一步限制了水侵速度，油藏南部為封閉性大斷層，僅油藏北部與供水區連通，水侵圓周角約為120°，非定態水侵的水侵系數只有圓形油藏和圓形供水區水侵系數的1/3，導致水侵量大大減小。

3 開發調整策略

根據油藏整體能量和分區能量評價（見圖7），認為油藏邊部具有較大水體，邊部能量充足，但水體傳導慢導致中高部位能量不足。 因此確定油田開發調整策略是邊部依靠天然能量開發而中高部位進行注水開發。

2018年3月在油藏邊部和高部位分別實施1口生產井和1口注水井， 生產動態證實油藏邊部能量充足，高部位注水效果好，驗證了調整策略的正確性。 此后，油田進入綜合調整階段，進行注水方式優化和整體注采井網研究。 考慮到油藏邊水體積大且油藏部能量充足，天然水驅“面狀驅替”的波及系數遠大于注水井點“點狀驅替”的波及系數，如果實施邊部注水則不僅增加海上平臺投資，而且導致油井過早見水，抑制天然能量的充分發揮［20］。 結合油藏構造特征和能量分區特征，提出了中部位環狀切割注水輔以高部位點狀注水的注水方式，該注水方式的優點是在油藏中部位平行構造線布置一圈注水井，而高部位已有注水井進一步加強對油藏高部位的能量補充（見圖8）。 依據整體注采井網部署，2019年又實施了1口注水井和2口調整井， 注水后累計6口油井受效明顯，4口井日產油增加1倍以上， 油田日產油翻一番， 增產效果顯著，2019年采油速度提高1倍，主力油藏預測采收率達到37%。

圖7 HJ2-21油藏能量分區

圖8 HJ2-21油藏注采井網部署

4 結論

（1）靜態法和油藏工程法是對油藏整體能量狀況的評價，油藏能量分區評價思路更能指導油田注水開發研究。

（2）依據油藏邊部能量充足而中高部位能量不足的能量分區評價認識，確定采用油藏邊部依靠天然能量開發和中高部位注水開發相結合的開發調整策略。

（3）海上P油田采用中部位環狀切割注水輔以高部位點狀注水的注水方式，匹配油藏能量供給狀況和構造形態，經反復論證及礦場實踐驗證，這種注水方式適用該類油藏開發。