小型邊水稠油油藏單井液量優化方法

婁小娟

中國石油大港油田分公司勘探開發研究院 （天津 300280)

0 引言

W油田是受反向正斷層控制的斷鼻構造油田，油藏埋深為950～1 100 m，含油面積為5.4 km2，儲層孔隙度為19.4%，滲透率為239.8×10-3μm2，地層原油黏度為57.5 mPa·s，是一個中孔、中高滲的小型稠油油藏；邊水發育，水體面積為含油面積的21倍，天然能量充足。2010年投產至今，主要依靠天然能量開發，截至目前采出程度為3.5%，采油速度為0.38%，綜合含水率為33.5%。

W油田主要依靠邊水能量開發，由于油水黏度比大，邊水極易突進，造成低部位油井“采出程度低、含水率高”。油田整體單井有效控制面積小，水驅波及系數低，具有“有油采不出”的開發特征。

W油田的實際生產數據顯示，單井的水淹程度受構造位置影響較大；低部位油井進入高含水階段，中高部位油井仍處于中低含水階段，單井含水率和與邊水距離相關性較大。因此，開展單井合理液量與邊水的距離研究，對延緩邊水推進，提高邊水波及系數具有重要意義。

1 單井液量優化方法

傳統的單井配產方法，一般采用無因次采油采液指數曲線進行配產，單井鉆遇的有效厚度為影響產液量的主要因素，忽略構造位置對單井產量的影響，不符合W油田的生產實際情況，無法滿足W油田這類邊水稠油油藏的開發需求，需根據油藏的實際生產情況，得到考慮單井位置的適合W油藏的單井液量優化方法，滿足油藏的開發需求。

1.1 計算方法

以主力地層NmII-1層為例，建立精細地質模型（圖1），水體體積為含油面積的21倍，模型網格數125×69×1，取典型井X1-8井，開展小型邊水稠油油藏合理單井產液量與邊水距離的研究[1-2]。

圖1 X油田主力層構造模型

當X1-8井距離邊水410 m時,對單井逐步實施提液措施，單井累產油曲線如圖2所示。結果顯示：隨著單井日產液量的增加，累產油出現先增加后降低的現象，即對于W油田這種小型邊水稠油油藏，當單井生產液量低于合理單井液量時，提液為有效的增產方式；當單井生產液量高于合理單井產液量時，提液不僅造成設備浪費，更會引起累產油量下降，造成直接經濟損失。因此合理計算稠油油藏的單井產液量尤為重要。

圖2 日產油量與累產油的關系曲線

圖3 不同位置下日產油量與累產油曲線

表2 單井合理產液量和與邊水距離統計表

圖4 合理液量和與邊水距離曲線

模擬X1-8井與邊水距離不同位置時，合理單井液量的大小。當單井距離邊水分別為158 m、230 m、266 m、316 m、410 m、536 m時，對單井實施提液措施，累產油曲線如圖3所示；得到距邊水不同位置時，單井的合理液量（表1）；對單井合理液量和與邊水距離進行回歸（圖4），得到單井合理產液量和與邊水距離的計算公式（1）。

1.2 實際應用

W油田主力層NmII-1小層目前鉆遇8口生產井，根據生產計劃，采用傳統無因次采油采液指數對該層單井進行配產，計算單井日產液量4 m3，NmII-1小層整體日產液量32 m3。

采用公式（1）計算各單井合理日產液量，詳見表2，根據計算的單井合理液量得到各單井的產量系數，根據各單井產量分配系數對NmII-1小層日產液量32 m3的產量計劃進行分配，優化單井日產液量[3-4]。

表2 單井合理日產液量優化數據表

2 應用效果

對2種配產方式投產10年后的開發效果進行對比，主力層位累產油及含水率曲線如圖5所示。方案實施10年后，優化后累計產油4.17×104m3，比傳統的配產方式累計增油0.23×104m3，采出程度提高0.9個百分點；同期綜合含水率最高相差17個百分點，含水上升速度降低，很好地抑制邊水推進，對W油田這類小型稠油邊水油藏，有明顯的增產效果[5]。

圖5 方案實施10年后曲線對比

3 結論與認識

小型稠油油藏的開發面臨著成本高、增產效果不明顯等問題，措施的實施有一定的局限性。產液量優化具有成本低、易操作的特征，是小型稠油油藏可實施的重要增產措施。

1）邊水是影響稠油邊水油藏開發效果的重要因素，減緩邊水推進速度，能有效改善稠油邊水油藏的開發效果。

2）采用傳統配產與油藏實際情況相結合的方式，用產量系數的方法合理優化單井產量，能有效抑制邊水推進速度，采出程度提高0.9個百分點，是W油田小型稠油邊水油藏的有效增產方式。