基于變黏度流體模型的邊水油藏水平井合理工作制度研究

安玉華，趙靖康，張 俊，姜立富，王永慧

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

隨著邊水油藏探明儲(chǔ)量的不斷增加，邊水油藏已成為國(guó)內(nèi)油氣勘探的目標(biāo)之一[1]，邊水油藏多為砂巖油藏，儲(chǔ)層物性相對(duì)較好，然而邊水的存在，如果開發(fā)不當(dāng)，容易引起邊水的快速推進(jìn)，大大降低油田的采收率[2]。因此，如何根據(jù)地質(zhì)油藏參數(shù)對(duì)新設(shè)計(jì)的水平井開發(fā)指標(biāo)做出準(zhǔn)確預(yù)測(cè)非常重要[3]。

水平井開采邊水油藏過程中邊水突進(jìn)的現(xiàn)象不可忽視，水平井邊水突進(jìn)同直井的邊水突進(jìn)一樣會(huì)大幅度地降低水平井的產(chǎn)能[1]。因此，合理的工作制度是保證油田高效開發(fā)的前提[4]。目前常用邊水油藏水平井工作制度研究公式和方法的前提假設(shè)都是流體黏度為定值，而本文通過研究發(fā)現(xiàn)流體黏度的變化對(duì)水平井合理工作制度的影響較大（見圖1）。因此，本文以X油田A區(qū)L50小層為例，通過分析邊水油藏原油黏度變化規(guī)律，建立變黏度流體模型，應(yīng)用油藏工程和數(shù)值模擬相結(jié)合的方法，確立了邊水油藏水平井合理的工作制度，為X油田A區(qū)邊水油藏水平井的井位部署和水平井的實(shí)施提供了依據(jù)。

圖1 原油黏度與水平井產(chǎn)能關(guān)系

1 邊水油藏原油黏度變化規(guī)律

X油田A區(qū)為由東向西傾的邊水油藏，其中L50小層單層厚度大，碾平厚度為15 m，平面砂體連續(xù)性較好，但是由于受到邊水的氧化水洗作用，原油黏度從內(nèi)部向邊部逐漸變大。研究發(fā)現(xiàn)原油黏度對(duì)水平井產(chǎn)能影響較大，正確認(rèn)識(shí)邊水油藏流體變化規(guī)律是本次研究的基礎(chǔ)和關(guān)鍵。

圖2 黏度模型圖

A區(qū)有較為豐富的地面原油API度測(cè)試資料，但是地層原油高壓物性資料較少。因此，利用X油田地層原油高壓物性資料回歸得到地層原油黏度μo與地面原油密度之間關(guān)系，見公式（1）。

根據(jù)地面原油密度與地面原油API度換算關(guān)系，得到地層原油黏度μo與地面原油API度之間的回歸關(guān)系，見公式（2）。

根據(jù)公式（2）以及A區(qū)豐富的地面原油API度測(cè)試資料得到A區(qū)不同區(qū)域位置地層原油黏度，從而利用線性插值法，得到A區(qū)流體分布規(guī)律，并建立黏度模型圖（見圖2）。

2 邊水油藏水平井合理工作制度研究

2.1 合理生產(chǎn)壓差研究

水平井具有泄油面積增大、滲流阻力小以及相同產(chǎn)量的情況下同直井相比水平井需要的生產(chǎn)壓差更小的特點(diǎn)[5]。因此，應(yīng)用水平井技術(shù)開采厚層邊水油藏時(shí)可以有效提高其產(chǎn)能，獲得理想的經(jīng)濟(jì)效益。但是，生產(chǎn)壓差過大容易引起水平井的邊水突進(jìn)，最終造成水平井暴性水淹，因此，要確定合理的生產(chǎn)壓差，在挖潛增效的同時(shí)控制好含水上升速度。

為了確定水平井距離油水界面的平面距離與生產(chǎn)壓差的關(guān)系（見圖3），采用控制部分參數(shù)的方法，即保持其他參數(shù)不變，改變生產(chǎn)壓差和水平井距邊水的距離，利用變流體黏度數(shù)值模擬模型，分別在距離油水界面100 m、200 m、300 m的位置布水平井，研究不同生產(chǎn)壓差與最終累產(chǎn)油、含水的變化關(guān)系（見圖4、圖5）。

圖3 水平井距內(nèi)含油邊界的平面距離示意圖

圖4 水平井累產(chǎn)油與生產(chǎn)壓差關(guān)系曲線

圖5 不同生產(chǎn)壓差下水平井含水變化（距內(nèi)含油邊界100 m）

由圖4可以看出，距內(nèi)含油邊界100 m、200 m、300 m時(shí)水平井的合理生產(chǎn)壓差分別為1.0 MPa、1.5 MPa、2.0 MPa，因此，在一定范圍內(nèi)，距離內(nèi)含油邊界的平面距離越遠(yuǎn)，合理生產(chǎn)壓差也越大。由圖5可以看出，在一定的壓差范圍內(nèi)，生產(chǎn)壓差越大，含水上升速度越快，水平井生產(chǎn)壓差過大，容易造成邊水的推進(jìn)速度加快，導(dǎo)致水竄。研究結(jié)果表明水平井的合理生產(chǎn)壓差與水平井的位置有密切關(guān)系，實(shí)際生產(chǎn)過程中應(yīng)根據(jù)水平井的實(shí)際位置來優(yōu)化水平井的合理生產(chǎn)壓差，確保油田的高效開發(fā)。

2.2 初期產(chǎn)油量研究

常用邊水油藏水平井產(chǎn)能的研究公式和方法的前提假設(shè)都是流體的黏度為定值，對(duì)于類似A區(qū)這種平面上原油黏度變化范圍較大的油田，適用性上存在一定的局限性，確定初期合理產(chǎn)量是實(shí)現(xiàn)油田長(zhǎng)期高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的前提條件，本文利用變流體黏度數(shù)值模擬模型，在已確定的合理生產(chǎn)壓差的基礎(chǔ)上研究了水平井距油水界面平面距離的大小對(duì)水平井合理初期產(chǎn)量的影響（見圖6），同時(shí)研究了不同初期產(chǎn)量與含水的變化關(guān)系（見圖7）。

圖6 水平井累產(chǎn)油與初期產(chǎn)量的變化關(guān)系

圖7 不同初期產(chǎn)量下水平井含水變化（距內(nèi)含油邊界100 m）

綜合分析圖6、圖7，得到了水平井距內(nèi)含油邊界距離不同時(shí)，水平井的合理初期產(chǎn)能圖版，表明對(duì)于流體黏度在平面上變化范圍很大的油田，在一定范圍內(nèi)，水平井距內(nèi)含油邊界距離越大，水平井合理初期產(chǎn)能也相對(duì)越大。

2.3 最大產(chǎn)液量研究

邊水油藏進(jìn)入中高含水期后，提高產(chǎn)液量是延長(zhǎng)穩(wěn)產(chǎn)期、提高油田產(chǎn)量的有效措施。因此確定水平井的最大液量對(duì)水平井開發(fā)的邊水油藏具有重要意義。

本文根據(jù)A區(qū)相滲曲線變化得到不同黏度下的無因次采液指數(shù)曲線（見圖8），得到A區(qū)水平井最大產(chǎn)液量上限范圍為初期產(chǎn)量的3～5.5倍。

為了確定最大產(chǎn)液量，本文根據(jù)生產(chǎn)壓差與初期產(chǎn)能以及產(chǎn)液量上限范圍研究成果，利用變流體黏度數(shù)值模擬模型研究水平井距油水界面平面距離的大小對(duì)水平井產(chǎn)液量上限的影響（見圖9）；同時(shí)研究了不同產(chǎn)液量上限與含水的變化關(guān)系（見圖10）。

圖8 A區(qū)無因次采液指數(shù)曲線

圖9 水平井累產(chǎn)油與產(chǎn)液量上限的變化關(guān)系

圖10 不同液量上限與含水變化關(guān)系（距內(nèi)含油邊界100 m）

綜合分析圖9、圖10，得到了水平井距內(nèi)含油邊界距離不同時(shí)，水平井的產(chǎn)液量上限圖版，表明對(duì)于流體黏度在平面上變化范圍很大的油田，水平井距內(nèi)含油邊界距離不同時(shí)，水平井的產(chǎn)液量上限也是不同的。

3 水體大小敏感性分析

由于該油田A區(qū)斷塊的不封閉性，導(dǎo)致水體大小存在不確定性，也為了確定后期為邊水補(bǔ)充能量后對(duì)部署水平井的影響，以水平井距內(nèi)含油邊界100 m為例，研究了邊水水體能量的大小對(duì)水平井的影響（見圖11、圖12），分析表明，邊水水體倍數(shù)的大小對(duì)水平井見水時(shí)間沒有太大影響，但是邊水能量的大小會(huì)影響水平井的最終累產(chǎn)油，也就是說對(duì)于邊水能量不是特別巨大的邊水油藏，開發(fā)中后期部署注水井補(bǔ)充邊水能量是非常有必要的。

圖11 邊水水體倍數(shù)大小與含水關(guān)系

圖12 邊水水體倍數(shù)大小與累產(chǎn)油的關(guān)系

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）研究表明，針對(duì)邊水油藏平面上流體性質(zhì)變化大的特征，利用變黏度的流體模型，更能反映油藏的實(shí)際情況。

（2）研究表明，對(duì)于流體黏度在平面上變化范圍很大的邊水油藏，在一定范圍內(nèi)，水平井距內(nèi)含油邊界距離越大，水平井合理生產(chǎn)壓差、初期產(chǎn)能、液量上限也相對(duì)越大。另外，對(duì)于邊水能量不是特別巨大的邊水油藏，開發(fā)中后期部署注水井補(bǔ)充邊水能量是非常有必要的。