科威特大布尔干油田注水开发：通过先导性试验和现场评估改善开发计划S.Rajan,M.等摘要：大布尔干油田是世界上最大的碎屑岩油田，世界第二大油田。发现于1938年，自1946年开发至今一直利用天然能量进行生产。近来，二次采油和提高采收率技术不断发展，前期的注水开发研究也在逐步实施。首次注水工程实施于晚白垩世（森诺曼阶）Wara层，该层为大布尔干复杂油气藏主力生产层段之一，其产量也随储层压力的稳步下降而降低。Wara地层属河流滨海潮汐相沉积，由多套砂岩单元组成，总厚度约140-180英尺。储层渗透率在横向和垂向上非均质性极强，砂体之间压力连通性也十分复杂，因此了解其水力连通性及体积波及系数是开发此复杂油藏的关键挑战之一。为避免高昂的污水处理费用并更好地利用可用资源，整个油藏注水都将使用采出水。因此需对整个油田注水所需的多种水源进行评估并对水质要求进行详细调查。考虑到Wara层为背斜构造，其翼部与峰脊之间垂向起伏达1200英尺，所以我们采用边缘注水方式。为预测和优化注水工程，需对处于构造翼部较低位置的未钻井区域储层结构、压力、性质和流体类型进行评估。本文总结了注水先导性试验工程、构造翼部评估和相关研究工作，以此了解储层水力连通性，油层性质，注水能力和油层动态。描述了每一方面研究所采取的方法及其对整个油藏注水工程的影响。引言大布尔干油田位于科威特市以南35公里处，靠近艾哈迈迪，在科威特境内覆盖面积达1100平方公里。其主要层段包括Wara,Mauddud和Burgan,根据其地理特征又进一步划分为三个产区一Burgan，Magwa和Ahmadi。这三个产区根据其边界形状命名,不能通过结构、构造或储层特征来进行区分。因为沉积环境的变化，Wara层从北到南储层特征变化很大。通常Wara层上部主要为薄沙坝和分流砂沉积物，广泛发育于油藏北部区域。Wara层中部主要发育河道—OilRate・AverageDatumReservoirPressure—WaterCut—GOR/1e3图1：Wara油层动态。为便于描述，图中生产气油比（GOR）值缩小了1000倍（采油速度坐标值未显示）2500WMercut(Yrac二on)0»GOR»0.»?=009砂和近岸坝砂,贯穿整个油藏。Wara层底部主要为发育良好的河道砂，大量分布于油田南部区域。总而言之，复杂的沉积环境意味着砂体面积、砂体方位、砂体性质及水力连通性都具有很大的不确定性。自1948年Wara层产出第一桶油以来，相比于布尔干油藏的其他层段，Wara层地层压力已经开始明显下降。图1为Wara层同一基准面深度储层压力、采油速度、生产气油比（GOR）与含水率图。从图中可看出，油藏平均压力已经从初始的大约2100psia下降到了目前的1500-1600psia（所有数据均为修正到同一基准面的折算压力值）。从图中还可看出，自1960年左右，产油量随着生产气油比的增长而显著增加，反映出储层处于饱和或近饱和状态。在后期，因为实际操作的原因，我们会优先开发那些气油比低、储层压力高的地区，导致其相关性有所降低，但总体来看，产油量也依然随着生产气油比的变换起伏而上下波动。迄今为止，该层只产出了少量的水。为解决储层压力下降问题，从1962年开始在储层构造高部注气，持续大约20年。最终累计注气量为2790亿立方英尺，但这也只占储层产出气总量的一小部分，还不足以扭转压力下降的趋势。总体而言，油藏动态表明Wara层自然能量不足，储层上部覆盖着一层厚泥岩，且Wara最底一层也高度偏泥岩化，因此在其之下的Mauddud层渗透率相对较低。由于自然能量有限，只有部分地层水随能通过砂体连通性较好的地方侵入进储层边缘并在某些区域会有油和少量水通过断层交叉处从较深的储层中涌出。2：Wara泡点压力测量。取样深度可视为射孔层段中点深度。蓝线（右）表示近似初始油藏压力。前人（Ambastha等，2006年，Ma等,2009）对Wara层的PVT特性已做过大量研究。图2为Wara层样品泡点压力图，尽管数据点高度分散，但饱和压力与深度的关系特征依然十分明显。其它可辨认的特征还包括，例如处于油田北部的Magwa和Ahmadi地区泡点压力较其它地区要高一些，但在本文中，我们只需简单地认识到初始状态下，储层流体要么处于或接近于饱和压力状态，要么处于低于饱和压力几百psi的状态。显然，从图1的压力历史中我们可以得出结论，现在大部分储层压力都处于泡点压力之下。目前油田还有超过200口可生产井，但这其中几乎有一半处于关井状态以保存地层能量。为解决储层压力下降问题，于2009年启动了生产水回注（PWRI）工程。在国内，该工程又被称作Wara压力保持工程（WPMP）。从2014年起，该工程每天将通过90口注水井向Wara层注入66000桶水。Wara层注水采用边缘注水方式，原因是该注水形式既符合Wara储层要求，同时也能降低对大布尔干油田深部“核心”区域开发的影响，另一方面，目前我们的开发区域主要集中于正在评估的构造翼部地区，而在此之前，该区域未被考虑。项目不确定性及风险管理在敲定最终的注水设计方案和设施部署之前，必须进行系统的风险评估及不确定性评估。与投资有关的先导性试验与油田评估统称为不确定性管理计划，如表1.不确定性/风险区域风险管理活动构造顶部两翼区域和储层性质评价井储层连通性&波及系数井间干扰试验注水先导性试验注入能力在“好”，“中”，“差”区域进行长期注水测试注水先导性试验注水规范，即水处理要求监测现有生产水水质孔隙系统特征（粘土含量，孔隙大小、分布等）利用储层岩心与生产水在实验室和现场条件下进行流动性测试注水能力测试与注水先导性试验流体特征构造翼部区域流体样品分析试验注水投资经验注水先导性试验，技术开发与弹性工作制表1：不确定性管理计划（UMP）概要本文剩余部分将主要讨论风险管理活动、成果及其对整个油田注水工程的影响，论述在注水先导性试验环境下的井间干扰试验，尽管大部分的试验前人已经做过（Ambastha,2009年）。此外，流体取样的改进和鉴定工作也有人（Al-Sabea,2013年）作为一个单独课题进行过研究了。构造翼部区域评估尽管连续不断地开发了超过50年,但仍存在诸多不确定性,包括储层顶深、砂岩发育和砂体性质、流体性质及由边缘注水开发导致的翼部靶区水侵展布等问题。从历史上看,油藏开发一向都是从储层内部开始进行,为打好这场“评估（信息）战”,将首先进行油井定位和注水管线的配臵工作。图3：Wara层顶深图及8口评价或“信息”井（红点）井位图。这些评价井先于注水井（蓝点）和生产井（绿点）钻成。图3为评价井井位图。每口井都钻遇了相当长的油柱,且在大多数情况下都没有边缘水■HMAw•:TlrM3tf4ir>1nKTFri>图4：利用压汞压力数据计算得到的岩样标准化渗透率分布图曲口理■巧MMifrijcjijii-sf»iEHrw民时■川iTK'swJSrtxiHlPlipi-—首・上环M?•'Ku轴L!¥xi抽甲——TU-QG&ihBUnJUtcraij
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。例如：油井自动化模块可利用油井数据实时计算采油速度•利用计算得到的采油速度与注水流量计读数实时计算孔隙置换率（VRR）集成化公司数据库，例如，自动存储月分配率与分配量，生成水质报告等标记异常情况报告，例如当油井操作超过预设范围工程分析模块配备了动态评估标准化曲线工具（霍尔曲线，生产井和注水井动态曲线，自动化等压线&含水率图等）动态咨询模块能分析预先设置的关键参数并显示结果。结论大布尔干油田注水工程首次在非均质性极强的Wara层实施。通过采用结构化的风险管理方法，工程的风险性和不确定性已经得到有效控制。进行了一系列的先导性注水工程试验、构造翼部评估及相关的研究工作，利用所得到的成果改善注水开发计划，特别是：利用评价井设计方案可设计出将开发井布井于油藏边缘的最优方案。通过对储层岩样的细节描述及现场岩心驱替实验，建立了一套可持续的注入水过滤要求。保证工程注水水质要求可使储层伤害在长期时间内维持较低水平■回注未过滤产出水将极大降低注水能力■先导性注水试验证实了，在1-2km距离内，生产井与注水井也可保持很好的水力连通性，据此在工程开发初期，井距被设置为1km。■EWPMP工程除了能提供注水动态的关键数据外，还被用于开发可用于整个油田开发的工作流和信息化注水管理系统。
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