氣頂邊水油藏合理部署水平井?dāng)?shù)值模擬研究

申 健 ，姚 澤 ，潘 岳 ，周文勝 ，李 濤

（1. 中海石油研究總院，北京 100028；2. 海洋石油高效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；3. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司）

氣頂邊水油藏合理部署水平井?dāng)?shù)值模擬研究

申 健1，2，姚 澤1，2，潘 岳1，2，周文勝1，2，李 濤3

（1. 中海石油研究總院，北京 100028；2. 海洋石油高效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；3. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司）

針對(duì)國(guó)外某未開(kāi)發(fā)的具有強(qiáng)氣頂弱邊水K油藏，以油藏?cái)?shù)值模擬方法為主，油藏工程方法為輔，結(jié)合經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)概算，對(duì)水平井布井方式、井網(wǎng)井距和合理井位進(jìn)行優(yōu)化。研究表明，水平井應(yīng)平行于氣頂、邊水布井，相同生產(chǎn)工作制度下，氣頂、邊水能量大小決定了水平井垂向位置。強(qiáng)氣頂附近，水平井無(wú)因次垂向位置位于油藏下部0.8～0.9處為最優(yōu)；弱邊水附近，水平井無(wú)因次垂向位置位于油藏上部0.2～0.3處為最優(yōu)。井距小于一定值時(shí)，采出程度增加幅度會(huì)降低；油價(jià)分別為$60、$80/bbl時(shí)，K油藏的注采井距分別為495 m、425 m時(shí)最優(yōu)；通過(guò)制定水平井篩選標(biāo)準(zhǔn)，優(yōu)選出目標(biāo)區(qū)水平井井位。

氣頂邊水油藏；水平井；數(shù)值模擬；合理井距；井位優(yōu)選

在油田的實(shí)際生產(chǎn)中，氣水錐進(jìn)是一個(gè)非常嚴(yán)重的問(wèn)題，尤其是同時(shí)含有氣頂和邊水的油藏，一旦發(fā)生氣水錐近的現(xiàn)象，產(chǎn)油量將顯著下降。水平井具有比直井更小的生產(chǎn)壓差、更大的泄油區(qū)，能夠有效抑制擁有氣頂和邊水的氣錐和水錐，提高油藏最終采收率[1–6]。利用水平井開(kāi)發(fā)氣頂邊水油藏，前人的研究集中在最優(yōu)垂向位置、合理產(chǎn)能和開(kāi)發(fā)策略等方面[7–12]，對(duì)于如何合理部署水平井整體井網(wǎng)開(kāi)發(fā)此類(lèi)油藏鮮有涉及。本文以國(guó)外某未開(kāi)發(fā)的強(qiáng)氣頂弱邊水K油藏為例，以最大化經(jīng)濟(jì)效益和采收率為目標(biāo)，以油藏?cái)?shù)值模擬方法為主，結(jié)合油藏工程和經(jīng)濟(jì)概算，對(duì)水平井布井方式、井網(wǎng)井距，合理井位進(jìn)行優(yōu)化，為油藏開(kāi)發(fā)方案編制提供理論依據(jù)。

1 油田概況

國(guó)外某氣頂邊水K油藏構(gòu)造特征呈現(xiàn)“西高東低”的特點(diǎn)，西部構(gòu)造較高的翼部具有一定氣頂規(guī)模，而東北部構(gòu)造較低的位置有弱邊水，油環(huán)厚度較薄，僅20 m，但平面展布較大，最寬處近1 500 m。目前，該區(qū)域尚未投入開(kāi)發(fā)，平均孔隙度為15.1%，平均滲透率為31.0×10–3μm2，屬中孔低滲儲(chǔ)層。為滿(mǎn)足數(shù)模運(yùn)行效率和精度的需要，建立了網(wǎng)格步長(zhǎng)為50 m×50 m×1 m、總網(wǎng)格數(shù)為10.2×104的三維油藏?cái)?shù)值模擬模型。

2 油氣、油水界面水平井布井方式

利用水平井開(kāi)發(fā)存在氣頂和邊水的油藏，可將氣水錐進(jìn)改為脊進(jìn)，改善開(kāi)發(fā)效果，但氣頂、邊水附近不同水平井走向、不同垂向位置對(duì)實(shí)際開(kāi)發(fā)效果也將產(chǎn)生較大影響。

2.1 油氣、油水界面水平井走向

在油氣界面附近設(shè)計(jì)兩種水平井走向：平行或垂直于油氣構(gòu)造長(zhǎng)軸方向，模擬兩種走向開(kāi)發(fā)效果。根據(jù)老區(qū)生產(chǎn)實(shí)際，設(shè)定注采參數(shù)見(jiàn)表1。

圖1為水平井平行于和垂直于油氣構(gòu)造長(zhǎng)軸方向時(shí)日產(chǎn)油量、累產(chǎn)油量和生產(chǎn)氣油比對(duì)比曲線(xiàn)，可以看出，當(dāng)水平井平行于油氣構(gòu)造長(zhǎng)軸方向時(shí)，日產(chǎn)油量穩(wěn)產(chǎn)期更長(zhǎng)，單井累產(chǎn)油更高，生產(chǎn)氣油比也更低，說(shuō)明水平井平行于油氣構(gòu)造長(zhǎng)軸方向布井，可有效減緩氣頂?shù)臍飧Z。

表1 考慮氣頂影響時(shí)水平井注采參數(shù)

圖1 油氣邊界附近不同布井方式開(kāi)發(fā)效果對(duì)比

當(dāng)水平井平行于油氣構(gòu)造長(zhǎng)軸方向時(shí)，氣頂在平面上沿水平井脊進(jìn)；而水平井垂直于油氣構(gòu)造長(zhǎng)軸方向時(shí)，氣頂在平面上呈現(xiàn)沿水平井井筒錐進(jìn)的形態(tài)。通過(guò)模擬兩種情況下的動(dòng)用范圍可知，當(dāng)水平井平行于油氣構(gòu)造長(zhǎng)軸方向時(shí)，其動(dòng)用范圍為3.0×105m2；當(dāng)水平井垂直于油氣構(gòu)造長(zhǎng)軸方向時(shí)，其動(dòng)用范圍為2.2×105m2，動(dòng)用范圍減少1/3，所以，水平井平行于油氣構(gòu)造長(zhǎng)軸方向開(kāi)發(fā)效果較好。

同理，水平井平行于構(gòu)造長(zhǎng)軸方向，布井動(dòng)用油環(huán)范圍最大，開(kāi)發(fā)效果較好。

2.2 油氣、油水界面水平井垂向位置

水平井距離氣頂越近，越容易發(fā)生氣竄，油層下部動(dòng)用程度越低，產(chǎn)量下降越快；距離氣頂過(guò)遠(yuǎn)，供給能量不足，產(chǎn)能較低。所以，氣頂油藏中存在一個(gè)水平井最優(yōu)垂向位置[13-15]，相同生產(chǎn)制度、相同生產(chǎn)壓差下，決定最優(yōu)垂向位置的是氣頂能量的大小。

為摸清K油藏氣頂附近水平井的最優(yōu)垂向位置，水平井采用平行于油氣界面布井，生產(chǎn)制度為定液量75 m3/d生產(chǎn)，最小井底壓力5 MPa。對(duì)比水平井在不同層位時(shí)的累產(chǎn)油量可以看出（圖2），當(dāng)水平井位于13/15層時(shí)，采出程度最高。因此，強(qiáng)氣頂附近水平井位于油層下部0.8～0.9處開(kāi)發(fā)效果最優(yōu)。

同理，弱邊水附近水平井應(yīng)位于油層上部0.2～0.3處，實(shí)際模型中位于第4層最優(yōu)。

圖2 水平井在不同層位時(shí)采出程度

3 氣頂邊水油藏水平井井網(wǎng)井距優(yōu)化

考慮到初期產(chǎn)量高且后期便于調(diào)整，在反九點(diǎn)井網(wǎng)形式基礎(chǔ)上，優(yōu)選合理水平井井網(wǎng)井距。結(jié)合已開(kāi)發(fā)區(qū)生產(chǎn)現(xiàn)狀，選取355 m，425 m，495 m，565 m，635 m 五種井距形式，對(duì)比不同井距條件下的開(kāi)采效果。采取平行于油氣、油水界面的方式布井，油氣、油水邊緣水平生產(chǎn)井分別射開(kāi)第13層第4層，注水井完全射開(kāi)。參考老區(qū)開(kāi)發(fā)實(shí)際，考慮模型注采平衡，水平井定液量50 m3/d生產(chǎn)，同時(shí)限制最低井底流壓為5 MPa，注水井定注入量60 m3/d生產(chǎn)。隨著井距的減小，井網(wǎng)內(nèi)部剩余油逐漸減少，剩余油主要分布在邊角區(qū)域和氣頂下部。

表2為不同井距下單井生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)比，可以看出，井網(wǎng)越密，累積產(chǎn)油量和采出程度越高，但當(dāng)井距小于495 m時(shí)，采出程度增加幅度降低。

根據(jù)國(guó)際油價(jià)$60 /bbl時(shí)單井鉆井費(fèi)用：直井$53×104/口，水平井$115×104/口，噸油操作成本$68，1 m3原油等于6.29 bbl，對(duì)水平井井距篩選。

計(jì)算結(jié)果表明，綜合考慮開(kāi)發(fā)效果與經(jīng)濟(jì)可行性，原油價(jià)格在$60/bbl時(shí)，注采井距在495 m最優(yōu)，在$80和$100/bbl時(shí), 425 m井距最優(yōu)。

4 水平井井位適應(yīng)性?xún)?yōu)選

與直井相比，水平井開(kāi)采成本較高，要求更高的單井采油量。如果在某些區(qū)域水平井開(kāi)發(fā)效果甚至不如直井，就無(wú)法實(shí)現(xiàn)最為經(jīng)濟(jì)有效的開(kāi)發(fā)，故需要對(duì)水平井井位適應(yīng)性進(jìn)行篩選。通過(guò)對(duì)比相同井距下水平井、直井井網(wǎng)的單井開(kāi)發(fā)效果，制定篩選標(biāo)準(zhǔn)，優(yōu)選經(jīng)濟(jì)合理的水平井井位。

分別設(shè)計(jì)直井、水平井井網(wǎng)模型，其中生產(chǎn)井30口，注水井12口，共42口井。水平井單井產(chǎn)量設(shè)置為50 m3/d，根據(jù)優(yōu)化結(jié)果，氣頂附近水平井射開(kāi)第13/15層，邊水附近水平井射開(kāi)第4/15層，環(huán)內(nèi)水平井射開(kāi)第8/15層。直井全部射開(kāi)日產(chǎn)量為20 m3/d。在生產(chǎn)過(guò)程中，保持整個(gè)區(qū)塊注采比為1∶1。

表2 不同井距下參數(shù)對(duì)比

圖3為相同井位直井和水平生產(chǎn)井生產(chǎn)15年累積產(chǎn)油量對(duì)比，通過(guò)比較可以看出，與直井相比，部分水平井生產(chǎn)效果較好，增產(chǎn)幅度較大，而部分井點(diǎn)的水平井生產(chǎn)效果與直井相差不大，有部分井生產(chǎn)效果甚至不如直井。用水平井累產(chǎn)量減去直井累產(chǎn)量，得到了水平井的單井增油量。對(duì)于目標(biāo)區(qū)，水平井生產(chǎn)15年平均單井累增油量為1.01×104m3，故以此為水平井篩選標(biāo)準(zhǔn)：即水平井單井增油量大于1.01×104m3時(shí)，較為經(jīng)濟(jì)有效。

根據(jù)篩選標(biāo)準(zhǔn)，在新區(qū)選取了10個(gè)水平井井位，部署直井、水平井混合井網(wǎng)，對(duì)比混合井網(wǎng)與直井、水平井井網(wǎng)開(kāi)發(fā)效果。這10口水平井主要分布在直井井網(wǎng)控制程度差的部位，開(kāi)發(fā)15年比直井多產(chǎn)油17.3×104m3。

圖3 生產(chǎn)15年直井與水平井產(chǎn)量對(duì)比

由含水率和采出程度關(guān)系看出，與水平井井網(wǎng)相比，混合井網(wǎng)含水率較低，水驅(qū)效率更高（圖4）。以國(guó)際油價(jià)$60/bbl時(shí)為例，混合井網(wǎng)水平井?dāng)?shù)比水平井井網(wǎng)井?dāng)?shù)少20口，可節(jié)約成本近$1 240×104，生產(chǎn)15年、20年采出程度分別為38.9%、41.1%，僅比水平井井網(wǎng)低1.0%和0.8%，因此, 綜合考慮成本投入及開(kāi)發(fā)效果，新區(qū)采用混合井網(wǎng)效果最優(yōu)。

圖4 不同井網(wǎng)生產(chǎn)20年采出程度與含水率關(guān)系曲線(xiàn)

5 結(jié)論

（1）水平井應(yīng)盡量平行于氣頂、邊水布井，可減緩氣頂、氣竄和邊水突進(jìn)，動(dòng)用范圍更大，采出程度更高；氣頂、邊水能量大小決定水平井垂向位置，在強(qiáng)氣頂附近，水平井無(wú)因次垂向位置位于油藏下部0.8～0.9處為最優(yōu)；弱邊水附近，水平井無(wú)因次垂向位置位于油藏上部0.2～0.3處為最優(yōu)。

（2）一般情況下，井網(wǎng)越密、累積產(chǎn)油量和采出程度越高，當(dāng)井距小于一定值時(shí)，采出程度增加幅度會(huì)降低。綜合考慮開(kāi)發(fā)效果與經(jīng)濟(jì)可行性，原油價(jià)格在$60/bbl時(shí)，K油藏的注采井距為495 m最優(yōu)；在$80/bbl時(shí)，425 m井距最優(yōu)。

（3）對(duì)于存在氣頂、邊水的K油藏，通過(guò)制定水平井篩選標(biāo)準(zhǔn)，優(yōu)選了10口水平井井位，油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果表明，混合井網(wǎng)開(kāi)發(fā)效果最優(yōu)。

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下期主要文章預(yù)告

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TE349

A

1673–8217（2017）06–0082–03

2017–05–16

申健，工程師，1986年生，2012年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（北京）油氣田開(kāi)發(fā)工程專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開(kāi)發(fā)理論及應(yīng)用工作。

王金旗