周春香.

(中國石油大港油田勘探開發(fā)研究院，天津 300280)

非均質(zhì)油藏水平段內(nèi)產(chǎn)能動用規(guī)律分析及對策
——以淺海區(qū)M斷塊砂巖油藏為例

周春香.*

(中國石油大港油田勘探開發(fā)研究院，天津 300280)

為了明確水平井鉆遇儲層的物性差異對非均質(zhì)油藏水平段內(nèi)產(chǎn)能動用規(guī)律的影響，本文以M斷塊高孔滲底水油藏為例，通過建立水平井井筒內(nèi)流動非線性方程，求解了非均質(zhì)油藏水平段內(nèi)產(chǎn)量分布及壓力分布規(guī)律；同時結(jié)合Eclipse數(shù)值模擬軟件多段井模塊Multi-Segment Well Model監(jiān)測水平井不同水平位置、不同計算時間的流量、壓力等指標(biāo)。方程求解和數(shù)模論證結(jié)果印證了本斷塊水平井存在水平井段生產(chǎn)端產(chǎn)量大、末段產(chǎn)量小的分布特征，水平段內(nèi)壓力從水平井的末端至生產(chǎn)端是逐漸減小的?，F(xiàn)場實踐表明，分段開采可以有效改善因儲層非均質(zhì)性導(dǎo)致的水平井動用效果差問題，該研究對于同類長水平段非均質(zhì)儲層的開發(fā)具有一定的指導(dǎo)意義。

水平井；井筒流動；井筒流量；多段井模型；分段開采

水平井因單井控制泄油面積大、單井產(chǎn)量高，可減少鉆井量，且近井壓降比直井小，可采用較小生產(chǎn)壓差進行生產(chǎn)，以減輕水錐、延緩見水時間、提高水驅(qū)波及體積[1]，目前已廣泛應(yīng)用于陸上及海上油田的開發(fā)。國內(nèi)外油田諸多水平井開發(fā)的實例表明，所有的水平井都能取得良好的開發(fā)效果。受儲層物性及水平井軌跡的影響，水平井內(nèi)部動用程度存在差異，很多學(xué)者已開展水平井井筒內(nèi)流動情況的研究，主要從數(shù)值計算上對水平井內(nèi)部動用產(chǎn)能進行分析[2-6]。本文以M斷塊長水平段水平井為例，在研究水平井沿程的壓降和水平段內(nèi)部產(chǎn)量動用狀況基礎(chǔ)上，結(jié)合Eclipse數(shù)值模擬軟件多段井模塊Multi-Segment Well Model對數(shù)值計算結(jié)果進行佐證。研究成果不僅能指導(dǎo)該斷塊的水平井開發(fā)，而且對同類油藏水平井開發(fā)具有一定的指導(dǎo)意義。

1 M油田基本特征及開發(fā)存在問題

M斷塊位于渤海灣西部0～5 m淺海區(qū)域，構(gòu)造上受羊二莊斷層上升盤與羊二莊南斷層下降盤夾持，構(gòu)造形態(tài)為南北高、中間略低的鞍部，屬于構(gòu)造底水油藏。斷塊含油面積2.6 km2，主要目的層為館陶組。該區(qū)儲層物性好，電測解釋孔隙度為28%，滲透率為731.5 mD，屬于高孔高滲儲層。地下原油黏度為33.48 mPa·s，地面原油密度為0.96 g/cm3，屬高黏重質(zhì)油。儲層橫向非均質(zhì)性強，滲透率極差為4.9，變異系數(shù)為0.4。受地面條件的限制，該斷塊采用大斜度長水平段水平井開發(fā)，水平段長度平均在600 m左右，其水平段為近東西向橫切河道分布，受儲層物性和儲層非均質(zhì)性影響，已投產(chǎn)的3口水平井生產(chǎn)中表現(xiàn)以下特征：①無水采油期短，油水黏度比高，底水錐進速度快，產(chǎn)量遞減大；②水驅(qū)波及范圍小，水驅(qū)動用程度低，目前儲量動用程度為9.75%；③非均質(zhì)程度高，單井累產(chǎn)油量低，水平段內(nèi)部動用差異大。為了改善底水油藏水平井開發(fā)效果，開展了水平井內(nèi)部動用狀況分析。

2 水平段內(nèi)部動用規(guī)律

2.1 數(shù)值計算油藏水平段內(nèi)部動用狀況

對于水平井來說，由于水平井水平段內(nèi)摩擦損失的存在，因此由油藏進入水平井井筒的無因次滲透流量沿井長度分布是不均勻的，原油沿水平井井筒流動出現(xiàn)壓降。如果水平段內(nèi)壓降和油藏內(nèi)壓降相當(dāng)，導(dǎo)致水平段末端壓降很小或者為零，那么水平段末段出現(xiàn)不產(chǎn)油的井段。

2.1.1 油藏中水平井井筒流動計算模型

(1)水平井井筒內(nèi)的流動。

假設(shè)水平井井筒內(nèi)的流動是單向的一維流動，沿水平井井長方向任一位置x的產(chǎn)量可表示為[7]：

(1)

(2)

式中ph——水平井壓力，MPa；

E——井筒內(nèi)流體質(zhì)量，kg；

f——摩擦系數(shù)；

qhc——水平井某一截面的井筒流量，m3/s；

ρ——流體密度，kg/m3；

rw——水平井井筒半徑，m；

Aw——水平井某一界面的面積，m2。

水平井某一截面的井筒流量為：

(3)

式中L——水平段長度，m；

qh——油藏流入水平井的單位長度的流量，(m3/s)/m；

t——流體流過單位長度的時間，s。

對方程(3)求導(dǎo)，并積分，得水平井井筒內(nèi)壓力為：

(4)

式中pwt——水平井生產(chǎn)端的壓力，MPa。

(2)處于油藏中的水平井井筒內(nèi)的流動。

假設(shè)實際油藏中，一個長度為L的水平井置于上下邊界z=0和z=h的油藏中，在距離油藏上下邊界的某一zw處，水平井井筒內(nèi)的流動方程可表示為[7]：

(5)

式中p(x,rw,t)——水平井井筒內(nèi)的壓力，MPa。

對于非均質(zhì)儲層，根據(jù)油藏滲透率的變化將水平井段L分為若干滲透率不同的均質(zhì)M段微元，從油藏進入水平井井筒的總流量等于生產(chǎn)端的流量：

(6)

2.1.2 水平段內(nèi)產(chǎn)能動用規(guī)律及壓力剖面分析

以M斷塊H2井為例，利用水平井井筒流動模型計算H2井水平段內(nèi)產(chǎn)能和壓力動用規(guī)律。該井水平段長度為815 m，水平井井筒半徑為0.1 m，井筒粗糙度為0.05 m，原油密度為0.905 g/cm3，油藏供給邊界處壓力為13.6 MPa。選取H2井沿井軌跡分布的電測解釋的滲透率參數(shù)，計算水平井沿井筒方向由根端(x=0)到趾端(x=1000 m)的水平井井筒流量分布圖(圖3)。

圖1 水平段內(nèi)流量剖面Fig.1 Liquid production of horizontal section

圖2 水平段內(nèi)壓力剖面Fig.2 Pressure of horizontal section

從計算結(jié)果看，對于水平井H2來說，由于受儲層物性影響，由油藏進入水平井井筒的滲透流量沿井長度分布是不均勻的[8]。從圖1中產(chǎn)量與水平方向長度曲線看，H2井產(chǎn)量從水平井生產(chǎn)端至末端分布不均，總體上呈現(xiàn)生產(chǎn)端產(chǎn)量大、末段產(chǎn)量小的分布特征，水平段末端近100 m產(chǎn)液及產(chǎn)油量低，該段產(chǎn)能幾乎未動用。從圖2中生產(chǎn)壓差與水平方向長度分布看，生產(chǎn)壓差沿水平井長度方向是不斷變化的，壓差從水平井生產(chǎn)端至末端逐漸減小，水平段內(nèi)壓力從水平井的生產(chǎn)端至末端逐漸增大；這也是與實際符合的，水平段內(nèi)這種壓降推動了井筒內(nèi)流體的流動[9]。

2.2 數(shù)值模擬論證水平段內(nèi)部動用規(guī)律

根據(jù)油藏精細(xì)描述結(jié)果，建立M斷塊油藏地質(zhì)模型，利用Eclipse軟件的多段井模塊細(xì)分水平井段，避免了水平段受網(wǎng)格步長的影響而形成的軌跡誤差[10]。在軟件的office模塊使用WRFTPLT關(guān)鍵字監(jiān)測油井的生產(chǎn)動態(tài)，便于提取水平井不同水平段、不同計算時間的流量、壓力、含水等動態(tài)監(jiān)測無法獲取的生產(chǎn)指標(biāo)。

圖3 水平井多段井模型Fig.3 Multi-segment well model

圖4 過H2井滲透率屬性圖Fig.4 Permeability graph across well H2

從圖5中H2井的水平段產(chǎn)液剖面來看，橫坐標(biāo)為水平井段測深，縱坐標(biāo)為水平井產(chǎn)液量和產(chǎn)油量；從不同位置對應(yīng)的產(chǎn)量看，H2井水平段動用程度高的在生產(chǎn)端，而末端近100 m水平段幾乎未動用。結(jié)合圖4，該井末端所在儲層物性比生產(chǎn)端差，說明對于非均質(zhì)儲層，由于受儲層物性、水平井軌跡、水平位置、儲層非均質(zhì)性的影響，水平段壓力、產(chǎn)量沿水平段的分布與理想均質(zhì)油藏水平井不同。從實際投產(chǎn)水平井生產(chǎn)情況看，由于水平段內(nèi)部動用差異的不同，水平井開發(fā)效果差別大。

圖5 過H2井產(chǎn)液剖面Fig.5 Liquid production graph across well H2

3 開發(fā)對策及實施效果

3.1 開發(fā)對策研究

研究表明，對于長水平段水平井開發(fā)，要想取得較好的開發(fā)效果，設(shè)計時必須適應(yīng)油氣藏的儲層物性特征，避免因儲層非均質(zhì)性差異大導(dǎo)致水平井整體動用效果不理想。為了適應(yīng)M斷塊淺海區(qū)大位移長水平段水平井的整體開發(fā)要求，在提高油層動用程度的基礎(chǔ)上，依據(jù)“先物性，后開發(fā)模式”的部署思路，水平井鉆遇水平段優(yōu)選物性相對均質(zhì)的井段，形成均質(zhì)儲層水平段整體開發(fā)、非均質(zhì)儲層分段開發(fā)兩種開發(fā)模式。

3.1.1 均質(zhì)儲層水平段整體開發(fā)

對于水平段內(nèi)物性相對均質(zhì)的儲層，由于物性差異對水平段內(nèi)部動用差異影響不大，因此在水平井完井后，采用水平段整體射孔、整體動用，以提高水平段內(nèi)儲層儲量的動用程度。

3.1.2 非均質(zhì)儲層水平段分段開發(fā)

對于儲層非均質(zhì)性大的區(qū)塊，長水平段實施分段開采，在水平井完井后，選取儲層物性相近的井段進行分段射孔、分段動用，逐步提高油層的動用程度，保證水平井的開發(fā)效果。這樣既能很好地提高油層動用程度，又能很好地發(fā)揮長水平段水平井開發(fā)的優(yōu)勢。

3.2 實施效果

M斷塊調(diào)整方案設(shè)計井位6口，新井3口，利用老井3口，已實施1口井(H8井)，H8井水平段長度為746 m，設(shè)計分兩段開采，第一段開采水平段末端220 m油層。該井第一段于2009年3月投產(chǎn)，初期不含水，無水采油期50 d，為M斷塊無水采油期最長的油井；截至2016年2月，累產(chǎn)油2.95×104t，為目前該斷塊產(chǎn)量最高的油井。該井于2016年3月補孔開采第二段251 m油層，初期含水率為20%，目前已穩(wěn)定生產(chǎn)近1年。對比H8井與已經(jīng)開發(fā)的3口老井的開發(fā)效果，目前3口老井均因高含水而停產(chǎn)，在相同累產(chǎn)油下，H8井的含水率更低且最終累產(chǎn)量更高，說明分段開采井產(chǎn)量穩(wěn)定，含水率上升速度降低，避免了儲層非均質(zhì)差異對開采效果的影響，現(xiàn)場實施見到了明顯的效果。

圖6 M斷塊水平井分段開采效果對比Fig.6 Comparison of subsection development effect of M block

4 結(jié)論

(1)對實際非均質(zhì)油藏，受水平井軌跡和儲層非均質(zhì)性的影響，不同水平井段動用差異大。文中H2井水平段內(nèi)儲層非均質(zhì)性強，計算表明該井水平段呈現(xiàn)生產(chǎn)端動用程度大、末段動用程度小的規(guī)律。

(2)為提高水平井開發(fā)效果，井位部署時水平段不宜過長，且水平井段的物性相對均質(zhì)；對于水平段長且物性差異大的水平井，建議采用分段開發(fā)模式，選取儲層物性相近的井段進行分段射孔、分段開發(fā)，逐步提高油層的動用程度。生產(chǎn)實踐表明，分段開發(fā)適用于強非均質(zhì)油藏的水平井開發(fā)，能有效改善水平井開發(fā)效果。

(3)利用水平井井筒內(nèi)流動方程，結(jié)合數(shù)值模擬多段井技術(shù)，對水平段內(nèi)部產(chǎn)能動用規(guī)律及壓力分布進行定量描述，對水平井的優(yōu)化設(shè)計和合理高效開采具有實際的指導(dǎo)意義。

(4)鑒于水平段內(nèi)產(chǎn)能受地質(zhì)靜態(tài)和生產(chǎn)動態(tài)因素的雙重影響，在實際生產(chǎn)中，井筒內(nèi)的摩擦壓降對水平井產(chǎn)能起著重要作用，有必要開展水平井井筒內(nèi)摩擦壓降對非均質(zhì)儲層水平井產(chǎn)能影響的研究。

符號說明：

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ResearchonHorizontalSectionProductivityinHeterogeneousReservoirandDevelopmentStrategy—Taking M Shallow Sea Sandstone Block Oilfield as an Example

Zhou Chunxiang

(ResearchInstituteofExplorationandDevelopmentofDagangOilfieldCompany,CNPC,Tianjin300280,China)

In order to find out the influence of the physical property differences during the drilling of horizontal well on liquid production and pressure in the development of heterogeneous reservoir, the paper has solved the distribution of liquid production and pressure of heterogeneous reservoir through establishing the nonlinear equation of wellbore flow in horizontal wells by taking M bottom water reservoir with high porosity and permeability as an example. In addition, the paper has used multi-segment well model of Eclipse software, which can monitor the liquid production and pressure at different horizontal positions of horizontal well with different calculation time. The two methods confirmed that the horizontal well section has large production in end segment than front segment, pressure from the end segment to the production end is gradually reduced. In view of the poor development effect of horizontal wells causes by large heterogeneity, subsection development has adopted. According to field experiments, subsection development can effectively improve the poor difference production caused by reservoir heterogeneity. The study has certain guiding significance for the development of similar heterogeneous reservoirs developed by horizontal well.

horizontal well; wellbore flowing; wellbore liquid production; multi-segment well model; subsection development

中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項“復(fù)雜油氣層綜合評價技術(shù)研究”(2014E-06)資助。

周春香(1983—)，女，碩士，工程師，主要從事油氣田開發(fā)與油氣藏研究工作。郵箱：zhouchxiang@petrochina.com.cn.

TE34

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