房 娜，劉宗賓，祝曉林，王欣然，宮平志

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

0 引 言

氣頂邊水油藏油氣水三相共存，氣驅(qū)、彈性驅(qū)、邊水驅(qū)3種驅(qū)動類型共同作用，流體界面運移規(guī)律非常復雜，開發(fā)過程中既要合理利用氣頂和邊水能量，又要防止油井過早氣竄、水錐。理論及礦場實踐證實，采用水平井開發(fā)該類油藏要遠遠好于定向井，因此，合理部署水平井垂向位置對于提高此類油藏開發(fā)效果非常重要[1-9]。目前國內(nèi)外學者針對水平井垂向位置的研究主要采用臨界產(chǎn)能法，該方法主要考慮油水密度差、油氣密度差以及垂向滲透率等因素對水平井垂向位置的影響，忽略了氣頂、邊水和地層壓力的影響，此外對于水平井垂向位置的優(yōu)化往往是定性認識，缺少定量結論[10-15]。因此，采用物質(zhì)平衡方法，建立了不同氣頂指數(shù)和水體倍數(shù)下流體界面運移數(shù)學模型，分析了不同氣頂、水體能量組合下油氣界面和油水界面運移規(guī)律，在此基礎上考慮不同開發(fā)階段油氣界面和油水界面變化，繪制不同地層壓力下合理垂向位置優(yōu)化圖版，指導了該類油藏在不同開發(fā)階段開發(fā)井的實施和部署。

1 油田概況與開發(fā)難點

錦州A油田位于渤海遼東灣海域(圖1)，其中，古近系沙河街組沙二段I油組為典型的大氣頂、窄油環(huán)、弱邊水砂巖油藏，油環(huán)跨度為300～400 m，油柱高度為28～60 m，氣頂指數(shù)主要為1.0～3.0，水體倍數(shù)為5～15。考慮到該類油藏油環(huán)跨度較窄，油柱高度較小，氣頂能量較強，采用定向井開發(fā)極易造成油井過早氣竄、水淹，采收率較低。為增加油環(huán)的泄油面積，充分利用氣頂和邊水能量，提出了水平井部署的新模式，即采用水平井平行流體界面的模式衰竭開發(fā)該類油藏[16-29](圖2)。

圖1 錦州A油田大氣頂油藏A井區(qū)平面圖

一次井網(wǎng)共設計水平采油井22口，于2009年投產(chǎn)，水平井垂向位置位于油柱高度的下1/3左右。油井投產(chǎn)后表現(xiàn)出以下特征：①初期產(chǎn)量高、自然遞減率大，年自然遞減率達到30%左右；②油井整體以氣竄為主，含水率較低，全油藏平均生產(chǎn)氣油比為751 m3/m3，含水率為12.5%。證實了氣頂能量較為充足，邊底水發(fā)育較為局限。

圖2 水平井平行流體界面開發(fā)模式

為滿足海上高速高效開發(fā)的需求，最大化釋放油田產(chǎn)能，2015年開始計劃對大氣頂油藏實施加密調(diào)整方案。方案共設計加密水平井16口，加密后油井井距由600 m減至350 m，單井控制石油地質(zhì)儲量由75×104m3減至35×104m3?？紤]到方案實施前全油藏采出程度達到20.0%以上，部分油井氣竄、水錐規(guī)律復雜，加密調(diào)整方案的實施面臨以下難點：①氣頂邊水油藏油氣水三相共存，驅(qū)替規(guī)律復雜，動態(tài)油氣界面和油水界面識別難度大；②不同井區(qū)以及同一井區(qū)不同油井由于氣頂和水體能量的差異，隨著開發(fā)的進行，油氣界面和油水界面出現(xiàn)不同程度的運移，剩余油刻畫難度大。因此，急待認清該類油藏流體界面運移規(guī)律，指導不同開發(fā)階段水平井垂向位置的優(yōu)化。

2 油藏工程評價模型

2.1 流體界面運移模型的建立

首先對油藏工程方法做出以下假設：物質(zhì)平衡方程為零維，即油藏動態(tài)指標代表的是油藏平均指標；開采過程假定為等溫開采；考慮油氣水及巖石的壓縮性；滲流介質(zhì)為多孔介質(zhì)且各向同性；油氣水三相之間在任一壓力下均能在瞬間達到平衡。

任一時刻，氣頂氣體積相對于原始條件下的改變量可表示為氣頂部分彈性膨脹量與氣頂氣采出量之差，即：

(1)

式中：ΔVg為地層壓力為p(MPa)時氣頂氣體積相對于原始條件下的改變量，m3；m為氣頂指數(shù)；N為油環(huán)在標準條件下的石油地質(zhì)儲量，m3；Boi為原油在原始地層壓力pi(MPa)下的體積系數(shù)，m3/m3；Bg為氣體在壓力為p時的體積系數(shù)，m3/m3；Bgi為氣體在pi下的體積系數(shù)，m3/m3；Cw為水體的壓縮系數(shù)，MPa-1；Cf為孔隙的壓縮系數(shù)，MPa-1；Swc為束縛水飽和度；Ng為標準狀態(tài)下的累計產(chǎn)氣量，m3；Δp為原始地層壓力pi與目前地層壓力p的差值，MPa。

假設氣侵平均面積為A1(m2)，則油氣界面運移距離為：

(2)

式中：hog為地層壓力為p時油氣界面運移距離，m。

對于弱邊水，天然水侵量可以表示為與時間無關的函數(shù)：

We=Vpw(Cw+Cf)Δp

(3)

Vpw=nNBoi/(1-Swc)

(4)

式中：We為天然水侵量，m3；Vpw為天然水域的地層孔隙體積，m3；n為水體倍數(shù)。

假設水侵平均面積為A2(m2)，則油水界面運移距離為：

(5)

以A油田實際數(shù)據(jù)為例，該油田原始地層壓力為16.5 MPa，油藏溫度為60 ℃，束縛水飽和度為40%，巖石壓縮系數(shù)為0.000 4 MPa-1，地層水壓縮系數(shù)為0.000 6 MPa-1，不同井區(qū)氣頂指數(shù)為1.0～3.0，水體倍數(shù)為5～15。原始狀態(tài)下原油體積系數(shù)為1.342，天然氣體積系數(shù)為0.006 13，平均單井控制石油地質(zhì)儲量為45×104m3。

根據(jù)錦州A油田氣頂指數(shù)和水體倍數(shù)變化范圍，氣頂指數(shù)分別取3.0、2.0、10，表征氣頂能量大、中、小。水體倍數(shù)分別取值15、10、5，表征水體能量大、中、小，根據(jù)式(2)和式(5)，分別計算油氣界面和油水界面運移速度，并結合產(chǎn)液剖面測試資料，驗證該方法的有效性(圖3)。由圖3可知，油氣界面和油水界面的運移速度分別隨氣頂指數(shù)和水體倍數(shù)的增加呈線性增加，且油氣界面的運移距離為1.50～4.50 m/MPa，單位壓降下油水界面運移距離為0.13～0.39 m/MPa，油氣界面的運移速度遠遠大于油水界面的運移速度。對于錦州A油田這種氣頂和邊水共存的油藏，為充分利用天然能量，使油氣界面和油水界面均衡驅(qū)替，水平井合理的垂向位置一般位于油環(huán)的中下部。

圖3 不同氣頂能量(水體能量)下流體界面運移速度

2.2 水平井合理垂向位置模型的建立

氣頂邊水油藏最佳的水平段垂向位置應為氣頂和邊水同時驅(qū)替到水平井井底的距離，在該位置下氣頂和邊水能量利用最充分，油環(huán)原油驅(qū)替最均勻，開發(fā)效果最好。因此，定義合理的水平段垂向位置距離原始油氣界面的距離為hog，距離油水界面的距離為how，則有：

hog+how=H

(6)

式中：H為油柱高度，m。

定義水平井垂向位置距離油氣界面和油水界面運移距離的比值為x，即：

(7)

假設內(nèi)、外油氣界面和油水界面移動速度相等，即油氣界面和油水界面平行運移，則：

A1=A2

(8)

結合式(2)、(5)、(8)，整理得：

(9)

根據(jù)狀態(tài)方程，Bg可表示為壓力的函數(shù)，即：

(10)

式中：Z為天然氣的壓縮因子；t為地層溫度，℃。

根據(jù)甲烷的壓縮因子圖版[20]，在地層溫度和地層壓力變化的范圍內(nèi)，天然氣的壓縮因子變化幅度較小，取值為0.9。將式(10)帶入式(9)，整理得到水平井合理垂向位置為：

(11)

由式(11)可知，水平井合理的垂向位置與氣頂指數(shù)和水體倍數(shù)的比值、地層壓力以及巖石和流體的高壓物性有關。

2.3 水平段垂向位置優(yōu)化圖版

為了便于分析，定義合理的水平段垂向位置距離油水界面的距離與油柱高度的比值為α，即：

(12)

根據(jù)式(11)，考慮錦州A油田實際天然能量變化范圍和地層壓力情況，繪制m/n分別為0.1、0.2、0.3時，不同地層壓力下的水平井合理垂向位置圖版(圖4)。由圖4可知：當?shù)貙訅毫?6.0 MPa、m/n=0.1時，α=0.50；當?shù)貙訅毫?6.0 MPa，m/n=0.3時，α=0.25，即氣頂指數(shù)越大，水體倍數(shù)越小，水平井合理的垂向位置越靠近油水界面。當?shù)貙訅毫?6.0 MPa，m/n=0.2時，α=0.34；當?shù)貙訅毫抵?3.0 MPa，m/n=0.2時，α=0.25，即隨著地層壓力的下降，合理的水平井垂向位置不斷下移。這是由于隨著地層壓力的不斷下降，氣頂氣的膨脹速度遠遠大于邊水的侵入速度，由于油氣界面和油水界面運移速度的差異，導致不同的開發(fā)階段部署水平井時，合理的水平井垂向位置應不斷下移，油氣界面和油水界面才能均衡驅(qū)替，使采出程度最大化。

圖4 不同氣頂邊水能量組合下水平段合理垂向位置

3 方法評價

為評價上述方法的有效性，結合錦州A油田實際儲層、井網(wǎng)參數(shù)，應用PETREL軟件建立地質(zhì)模型，并轉化為Eclipse能夠運行的油藏模型。模型網(wǎng)格數(shù)為36×42×20=30 240，網(wǎng)格步長為40 m×40 m×2 m，地層傾角為10 °。共設計3口水平采油井平行流體界面開發(fā)，井網(wǎng)呈排狀結構，其中，1井和2井為基礎井網(wǎng)，3井為后期加密井網(wǎng)。地下原油黏度為3.0 mPa·s，地層水黏度為0.5 mPa·s，相對滲透率曲線及PVT等參數(shù)選取油田實測值。設計水平井垂向位置分別為0.1、0.2、0.3、0.4、0.5，以采收率最大化為優(yōu)化目標，共設計2組優(yōu)化方案。為明確地層能量對水平井垂向位置的影響，方案1設計m/n分別為0.1、0.2、0.3，優(yōu)化原始地層壓力下水平井(1井和2井)合理的垂向位置。為明確地層壓力對水平井垂向位置的影響，方案2設計地層壓力分別為原始地層壓力的90%、80%、70%，m/n為0.2條件下，研究加密井(3井)合理的水平段垂向位置。

對數(shù)值模擬法和油藏工程法結果分析(表1)。由表1可知，建立的油藏工程評價模型結果與數(shù)值模擬法結果相近，準確度高，可操作性強。

表1 水平井垂向位置優(yōu)化結果及對比

4 實例應用

為最大化提高大氣頂油藏儲量動用程度，提高該類油藏開發(fā)效果，2015年9月開展加密調(diào)整方案研究。以A井區(qū)加密井為例，A井區(qū)氣頂指數(shù)為2.5，水體倍數(shù)在12倍左右。目前該井區(qū)共有老井7口，單井平均日產(chǎn)油為30 m3/d，平均氣油比約為800 m3/m3，處于氣油比快速上升階段。A井區(qū)目前采出程度為6.5%，單位采出程度下壓力下降0.1～0.2 MPa，天然能量充足。N01H井由于沒有考慮流體界面的運移，水平井垂向位置與周邊老井相當，位于油柱高度的下1/3處。油井投產(chǎn)后日產(chǎn)油低于40 m3/d，氣油比高達600 m3/m3，隨著開發(fā)的進行，呈現(xiàn)油井產(chǎn)量快速遞減、氣油比快速上升的特征(圖5)。結合上述研究成果，分析認為該區(qū)塊目前油氣界面較原始油氣界面下移12 m，油水界面較原始油水界面僅上移1 m，剩余油主要分布在油柱高度的下半段。因此，根據(jù)目前油氣界面和油水界面對后續(xù)加密水平井垂向位置重新優(yōu)化，將水平井部署在油環(huán)的下1/5～1/4處。以N05H井為例，設計水平井垂向位置為1 634～1 635 m，考慮油氣界面和油水界面差異化運移后，將該井垂向位置較設計階段下調(diào)5～6 m，部署在油環(huán)高度的下1/4左右。該井投產(chǎn)后日產(chǎn)油達到80 m3/d，氣油比控制在200 m3/m3，生產(chǎn)效果良好。

圖5 N01H井日產(chǎn)油與氣油比

圖6 N05H井日產(chǎn)油與氣油比

基于以上研究成果，錦州A油田大氣頂油藏在開發(fā)中后期共成功實施14口加密調(diào)整井，調(diào)整井平均日產(chǎn)油達到78 m3/d，平均生產(chǎn)氣油比為253 m3/m3，產(chǎn)能為周邊老井的2.1倍。在目前大氣頂油藏采出程度為26.7%的情況下，氣油比維持在500 m3/m3以內(nèi)，預計加密區(qū)提高采收率6.8個百分點。

5 結論與認識

(1) 基于物質(zhì)平衡方法，考慮氣頂和邊水的共同影響，建立了不同氣頂邊水能量組合下水平井垂向位置優(yōu)化的新方法，經(jīng)礦場實踐證實該模型具有較強的適用性。

(2) 對于氣頂、邊水共存的油藏，油氣界面的運移速度遠大于油水界面的運移速度，水平井合理的垂向位置一般位于油環(huán)的中下部。

(3) 在不同的開發(fā)階段部署調(diào)整井時，應考慮油氣界面和油水界面運移速度的差異，不斷優(yōu)化調(diào)整水平井垂向位置，充分利用天然能量，達到均衡驅(qū)替的效果。

(4) 建立了不同開發(fā)階段、不同氣頂邊水能量組合下，水平井垂向位置的優(yōu)化圖版，該圖版有效指導了錦州A油田二期加密方案的實施，預計可提高采收率6.8個百分點。由于該套方法在建立時假設水侵量與時間無關，因此，僅適用于天然水域較小的油藏，對于邊底水較為活躍的油藏適用性較差。