井型適應性評價與優選

張繼成，李科熳

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井型適應性評價與優選

張繼成，李科熳

（東北石油大學 石油工程學院， 黑龍江 大慶 163318）

B-Z油田是含有邊底水的油田，對于邊底水油藏來說利用水平井技術可以延緩邊底水突進，同時水平井開發增大泄油面積，減小了生產壓差。選用三種方法進行井型適應性的評價以及優選。結果證明：在開發初期，利用產能分析的方法進行井型選擇，水平井的單井平均日產能為189.10 m3/d，直井的單井平均日產能為65.6 m3/d。從產能分析的結果認為水平井的單井日產能是直井3倍，因此選擇水平井作為主要的井型進行生產可以有效的提高單井的產能。利用開發指標分析方法并不能明確的確定出較為合適的井型。在開發進程中應用驅油效率進行井型優選認為直井注水—水平井采油的模式為最優，此時的驅油效率最高為49.4%。因此以水平井為主，直井為輔進行生產可以大大的提高單井產能以提高經濟效益。

邊底水油藏；單井產能；驅油效率；開發規律；水平井

對于海上油田來說水平井與直井相比有著很多的優越性，主要表現在：生產井泄油面積逐漸增大，滲流阻力逐漸減小，從而大幅度地提高了單井產量及油藏采收率，增大可采儲量。研究和實踐表明，用水平井開發油田，有很多好處。但是目前國內的大多數油田利用直井開發的歷史悠久，并且利用直井進行生產也會大大減少成本。本文就海上油田以BZ油田為例對井型的適應性進行論證，并針對邊底水油藏進行了進行井型選擇。曹立迎，劉慧卿，張宗元，藺高敏，傅禮兵[1-4]在2010年提出邊水油藏水平井開采時，水平井見水是一個比較復雜的問題。它不僅受到井身軌跡如：水平段長度，避水距離等的影響，還與油藏的自身條件如:油水黏度比，各向異性有關。采用無因次水平段長度、無因次避水距離綜合分析水平井的井身軌跡及油藏的自身條件對邊水油藏水平井見水時間的影響，并給出各個影響因素與水平井見水時間的數學關系式。同時，通過正交試驗的方法確定了見水時間影響因素的主次順序。用注聚合物的方式控制邊水突進，提高采收率的效果比較明顯。劉啟國，蔣艷芳，張烈輝[5-12]在2011年提出低滲透氣藏由于儲層的特殊性，常出現應力敏感、啟動壓力梯度、高速非達西效應等現象。因此，在低滲透氣藏水平井產能分析時，應該考慮這些因素的影響。通過保角變換方法，推導得到同時考慮高速非達西效應、應力敏感和啟動壓力梯度的低滲透氣藏水平井產能新公式。本文以海上B-Z油田為例，以油田的地質以及生產基礎數據為依據，對B-Z油田的適用井型進行了評價以及優選。

1 產能分析方法

在開發初期選擇利用產能分析的方法分別對水平井和直井進行了產能計算，通過計算結果來選擇最優的井型進行實際的生產。

數學模型為假設油藏中有一口水平井，其中頂底邊界均為封閉，在距離水平井b處有一活躍邊水。整理出的產能公式[13]：

定向井的產能分析

數學模型為地層為水平圓盤狀，均質等厚，滲透率K，厚度為h，圓形邊界是供給邊界，其壓力為供給壓力：pe供給半徑:re。與井軸垂直的每一個平面內的運動情況相同，平面徑向流是二維流動。流量公式：

以BZ油田為例選取8口井的生產數據進行計算，計算結果如表1所示。

表1 兩種井型產能對比結果表

通過表1的對比結果可以表明，選取的4口水平井的單井平均日產能為189.10 m3/d，4口直井的單井平均日產能為65.6 m3/d。所以從產能分析的結果認為水平井的單井日產能是直井3倍，因此選擇水平井作為主要的井型進行生產可以有效的提高單井的產能。

2 開發指標分析方法

在開發進程中利用開發指標分析方法為來論證水平井與直井的適應性，并且選擇較為合適的井型進行生產。應用數值模擬軟件，以現場實際數據為基礎將建立理想模型，模型分別以直井和水平井作為中心一口生產井，周圍四口注水井進行生產，得到了開發指標變化規律曲線。模擬采用五點法面積井網，網格數為35 m×35 m×3 m，網格步長為20 m×20 m×10 m。兩種模型如圖1所示。

圖1 不同井型模型圖

由模擬結果，得到了不同含水率下的采出程度曲線，曲線如圖2所示。

圖2 含水率與采出程度關系圖

通過含水率與采出程度變化關系曲線可以看出，當處于低含水期時，直井的采出程度高于水平井；當處于高含水期是水平井的采出程度高于直井。所以直井和水平井的采出程度隨著不同含水階段在變化。在這種情況下直井和水平井的開發規律相似，因此單單通過對開發指標變化規律的分析不能確定較為合適的井型。

3 驅油效率選擇井型方法

3.1 直井注水—直井采油模式

井網中間一口油井，周圍四口水井進行生產。通過數值模擬建立理想模型分析出：這種井網下當含水率達到98%時,驅油效率為45.17%。由于三層的模型中滲透率成正韻律分布,通過計算分析得出縱向上三層驅油效率也呈正韻律分布,三層的驅油效率分別為：第一層為9.61%；第二層為57.45%；第三層為68.50%。從三層的驅油效率可以看出，滲透率越大的層驅油效率越高。

縱向上驅油效率呈正韻律分布，平面上的驅油效率與油水井的井型有一定的關系。由于模型中油水井均在第二層射孔，所以本文分析平面各區域的驅油效率時以第二層為例；按面積將每一個人平面平均劃分成九個區域，區域如圖所示（下文中的平面驅油效率分區圖如圖3所示）。

圖3 區域劃分圖

在圖中的九個區域中，1、3、7、9號區域均為四口注水井，5號區域為一口生產井，5口井的井型均為直井，2、4、6、8號區域不打井，根據數學模型計算出各區域不同的驅油效率。

從各區域的驅油效率可以分析出：當直井作為注水井時，注水井周圍的區域由于水量充足，驅油效率較高；當直井作為生產井時，生產井周圍的區域驅油效率略低；而未打井區域受到注水井和生產井的共同影響驅油效率在油水井區域之間。

綜合縱向與平面兩方面的驅油效率可以看出，平面上當生產井與注水井的井型均為直井時，注水井周圍區域的驅油效率最高；而生產井周圍區域的驅油效率最低，未打井部分的驅油效率介于二者之間。縱向上三層的驅油效率與滲透率的分布情況相同呈正韻律分布。

3.2 水平井注水—直井采油模式

水平井與直井相比有著很多的優越性，主要表現在:直井泄油面積越大，滲流阻力越小，從而大大地提高了單井產量及采收率。研究和實踐表明，用水平井開發油田，有很多好處：可有效減緩氣頂、底水油藏的氣、水錐進。

所以首先采用水平井作為注水井，直井仍然作為生產井進行生產。這種井網下當含水率達到98%時,驅油效率為35.67%。通過數值模擬確定在這種注采模式下縱向上三層驅油效率也呈正韻律分布，滲透率越大的層驅油效率越高。

區域圖如圖3所示，1、3、7、9號區域均為四口注水井，5號區域為一口生產井，4口注水井的井型均為水平井，生產井的井型為直井，2、4、6、8號區域不打井。

通過同樣的分析看出：當注水井的井型為水平井時，四口水平井周圍的區域的驅油效率相近，未打井的區域受到周圍水井影響驅油效率與注水井區域的驅油效率相近，而4、6區域驅油效率極小，油井周圍區域的驅油效率介于而這中間。可以看出水平井作為注水井時，排驅范圍會受局限，4、6區域的驅油效率非常小。

水平井周圍區域的驅油效率較大并且驅油效率相近，油井周圍區域的驅油效率介于二者之間。

3.3 水平井注水—水平井采油模式

應用水平井注水—水平井采油的模式進行生產，當含水率達到98%時的驅油效率為39.47%。縱向上三層的驅油效率也呈正韻律分布。

平面上仍然分成9各區域進行分析，當注水井與生產井均為水平井時，由于水平井泄油面積大，滲流阻力小的特點，另外受到水平井排驅及排驅范圍的影響，可以看出4、6號區域水很難波及到，驅油效率最小，而注水井周圍區域及2、8區域的驅油效率較高，油井周圍區域的驅油效率介于二者之間。

3.4 直井注水—水平井采油模式

通過分析水平井注水—直井采油模式下的驅油效率，看出水平井的排驅范圍會影響驅油效率，所以根據此模式進行修改，將生產井的井型與注水井的井型進行交換，目前的模式為直井注水—水平井采油。模式圖如圖4所示。

圖4 注采模式圖

通過對這種注采模式進行模擬和分析，當含水率達到98%時的驅油效率為49.4%。縱向上的三個層仍然是按照正韻律進行分布。

平面上依舊分成9各區域進行分析，區域劃分圖如圖3所示，在圖中的九個區域中，1、3、7、9號區域均為四口注水井，5號區域為一口生產井，4口注水井的井型均為水平井，生產井的井型為直井，2、4、6、8號區域不打井，根據數學模型計算出各區域不同的驅油效率，當注水井為直井，生產井為水平井時，由于水平井泄油面積大，滲流阻力小的特點，另外直井作為注水井增大了注水井的排驅面積，所以就各區域的驅油效率較大并且相差較小。從驅油效率效果圖上面也可以看出這種注采模式下的驅油效率最大（圖5）。

圖5 驅油效率圖

因此建議選用直井注水—水平井采油的模式進行生產，不僅可以提高單井的產能還可以提高驅油效率。

4 結 論

（1）通過產能分析的方法結合BZ油田具體單井的生產數據計算了不同井型的單井產能，計算結果表明：水平井相對于定向井來說單井產能較大，大約是定向井的3倍，根據這個方法認為選擇水平井為主要井型進行生產可以大大的提高單井的產能從而提高油田整體的開發效果。

（2）在這種情況下直井和水平井的開發規律相似，因此單單通過對開發指標變化規律的分析不能確定較為合適的井型。

（3）通過應用數值模擬軟件建立理想模型計算驅油效率的方法來進行井型的選擇，可以分析出當直井作為注水井時，排驅面積較大驅油效率高，而水平井的排驅面積小驅油效率相對較低；當直井作為生產井時，泄油面積要小于水平井，所以水平井作為生產井，可以提高驅油效率。綜合油田的經濟效益以及地質特征來考慮，直井注水—水平井采油的模式為最優。

（4）通過以上兩種方法對井型適應性進行論證并且進行井型優選發現：對于海上油田來說針對具有邊底水的特點選擇水平井為主，直井為輔的注采模式進行生產。

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Well Type Selection and Evaluation of Its Adaptation

ZHANG Ji-cheng，LI Ke-man

（College of Petroleum Engineering, Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318, China）

The B-Z oil field has edge-bottom water. Using horizontal well technology for offshore oil field with edge-bottom water can delay the bottom water breakthrough. At the same time, using horizontal well to develop can increase the drainage area and reduce the difference of production pressure. In this article, three methods were used to demonstrate adaptation of different well types and choose the best one. The results shows that, in the early stage of development, average daily production capacity of single horizontal well is 189.10 m3/d, and that of vertical well is 65.6m3/d. Therefore horizontal well should be chosen. By calculating displacement efficiency to choose well types, straight well for injecting water and horizontal well for producing oil should be chosen. Its displacement efficiency is 49.9%.

Edge-bottom water; Average daily production capacity of single well; Displacement efficiency; Regular pattern of development; Horizontal well

TE 357

A

1671-0460（2016）06-1211-04

黑龍江省自然科學基金(編號：E201407)，多層砂巖油藏合采井產能主控因素及作用機理研究，2015.1-2017.12。

2016-04-24

張繼成（1972-），男，黑龍江省尚志市人，教授，工學博士學位，2008年畢業于東北石油大學油氣田開發工程，現從事石油與天然氣工程方向的教學與科研工作。E-mail：zhangjc777@163.com。

李科熳（1991-），女，碩士，研究方向：油氣田開發工程。E-mail：13795052912@163.com。