水平井開發(fā)底水潛山油藏中采油速度優(yōu)化研究

于東旭 (中石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院,黑龍江大慶 163712)

水平井開發(fā)底水潛山油藏中采油速度優(yōu)化研究

于東旭 (中石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院,黑龍江大慶 163712)

采油速度對底水油藏底水錐進的影響很大。采用油藏工程方法和數(shù)值模擬方法,結合水平井臨界產(chǎn)量的確定、水平井見水時間和采油速度的關系等對開發(fā)底水潛山油藏中采油速度優(yōu)化問題進行了研究。結果表明,水平井臨界產(chǎn)量受水平段長度、水平井垂向相對位置、油層各向異性等參數(shù)的影響;當水平井長度和水平井的垂向相對位置一定時,即采油速度越高,水平井見水時間越早,這不利于底水潛山油藏的開發(fā)。通過對A油田B1區(qū)塊的數(shù)值模擬研究表明,結合累計產(chǎn)油變化曲線和含水變化曲線最終確定A油田B1區(qū)塊的合理采油速度為3.0%左右。

水平井開發(fā);底水潛山油藏;采油速度;臨界產(chǎn)量;見水時間

由于底水潛山油藏的裂縫發(fā)育,儲層垂向滲流能力強,底水錐進較快,因此如何控制底水上升速度以延緩底水錐進是開發(fā)底水潛山油藏的關鍵[1-2]。由于水平井開發(fā)技術具有可以鉆穿裂縫、增大井筒泄油面積、增加單井產(chǎn)量、減少出砂量、控制底水錐進等特點,目前,該技術已成為底水潛山油藏開發(fā)中提高采收率的重要手段[3-6]。下面,筆者對水平井開發(fā)底水潛山油藏中采油速度優(yōu)化問題進行了研究。

1 水平井臨界產(chǎn)量的確定

在儲層裂縫發(fā)育的底水潛山油藏,采油速度對油藏開發(fā)效果影響較大,合理控制采油速度可以減少裂縫系統(tǒng)和基質(zhì)系統(tǒng)油水界面上升速度的差異,減緩不同寬度的裂縫之間底水上升速度的差異,以達到較高的驅(qū)油效率。為了獲得更好的經(jīng)濟效益,應盡可能提高產(chǎn)量;如果水平井單井產(chǎn)量過高,采油速度過快,水平井單井產(chǎn)量超過臨界產(chǎn)量,勢必導致含水快速上升,產(chǎn)生底水錐進,縮短無水采油期并降低最終采出程度。因此,對于用水平井開發(fā)底水潛山油藏,為了確定合理的水平井產(chǎn)量和采油速度,臨界產(chǎn)量的確定尤為重要。

目前,國內(nèi)外關于底水潛山油藏水平井臨界產(chǎn)量預測模型較多,其中程林松-范子菲模型[7-9]較為典型,具體公式如下:

式中,qc為水平井臨界產(chǎn)量,m3/d;kh、kv分別為水平方向滲透率和垂直方向滲透率,mD;β為油層各向異性,β=;Δρ為油水密度差,kg/m3;B0為原油體積系數(shù);μ0為原油黏度,m Pa·s;h0為油層厚度,m;hwc為水平段到原始油水界面的高度,m;L為水平段長度,m;rw為水平段井筒半徑,m;g為重力加速度,9.8m/s2。

從式 (1)中看出,水平井臨界產(chǎn)量受水平段長度、水平井垂向相對位置、油層各向異性等參數(shù)的影響。當其他參數(shù)不變時,增加水平段長度,可以提高水平井臨界產(chǎn)量,且水平井臨界產(chǎn)量與水平段長度呈線性關系,表明在產(chǎn)量恒定條件下,較長水平段單位長度上井筒壓降較小,由此延緩底水錐進。但從經(jīng)濟角度考慮,不是水平段長度越長越好,因為水平段長度越長,投資成本越高,且由于井筒內(nèi)的流動為變質(zhì)量流動,產(chǎn)能并不隨著水平段長度的增加而線性增加。因此,在利用水平井開發(fā)底水潛山油藏時,應確定合理的水平段長度,從而獲得最佳水平井臨界產(chǎn)量。

2 采油速度與水平井見水時間的關系

油井投產(chǎn)后,底水在生產(chǎn)壓差的作用下不斷向上錐進。底水從油水界面錐進到井底的時間,即油井的見水時間。假設地層上部封閉,油水邊界為定壓邊界,且認為供油半徑為無限大,考慮地層水平和垂向滲透率差異時,底水潛山油藏水平井的見水時間計算公式為[9]:

從式 (4)可以看出,當水平井長度和水平井的垂向相對位置一定時,即采油速度越高,水平井見水時間越早,這不利于底水潛山油藏的開發(fā)。水平井見水時間與采油速度關系曲線圖如圖1所示。由圖1可知,隨著采油速度逐漸增加,水平井見水時間逐漸減小。

圖1 水平井見水時間與采油速度關系曲線圖

3 應用

B1區(qū)塊屬于A油田,構造位置位于該油田凹陷西部和中部生油洼槽之間的構造帶,呈北東向展布。巖石類型以輕微變質(zhì)含炭質(zhì)粉砂質(zhì)泥巖、不等粒長石巖屑砂巖為主。儲層類型較復雜,有孔隙型,裂縫、孔洞及溶孔型,屬于雙孔隙介質(zhì)儲層。裂縫較發(fā)育,高角縫、網(wǎng)狀縫并存,頂部多為網(wǎng)狀裂縫,裂縫部分有巖脈充填。雖然孔滲較低,但該區(qū)塊裂縫溶洞發(fā)育,起到了溝通孔隙、提高滲透率的作用,因而屬于裂縫-孔隙性儲層。

3.1 數(shù)值模型的建立及參數(shù)的選取

根據(jù)B1區(qū)塊地質(zhì)特征,建立雙孔雙滲模型,該模型是在單一介質(zhì)模型的基礎上加一套裂縫模型建立的 (裂縫模型包括裂縫的孔隙度、滲透率、飽和度、相滲曲線等,人工裂縫沿著最大主應力方向)[10]。選取44×25×304(X×Y×Z)角點網(wǎng)格系統(tǒng),X、Y方向的網(wǎng)格步長均取60m,Z方向的網(wǎng)格步長取2m。儲層和流體性質(zhì)參數(shù)依據(jù)實測數(shù)據(jù)取值,包括地層壓力、流體高壓物性數(shù)據(jù)、巖石、油氣水的壓縮系數(shù)、油水密度和黏度 (見表1)。

表1 儲層和流體性質(zhì)參數(shù)表

3.2 確定合理采油速度

根據(jù)B1區(qū)塊所建數(shù)值模型,考慮水平井長度、方位、垂向位置等影響,優(yōu)選水平井最佳設計參數(shù),在B1區(qū)塊油層發(fā)育相對有利的位置部署2口水平井,并考慮與周圍直井井網(wǎng)匹配,由此考查不同采油速度調(diào)節(jié)下累計產(chǎn)油變化情況 (見圖2)。從圖2可以看出,采油速度較低時,累計產(chǎn)油相對較少;當采油速度大于3%時,開發(fā)后期累計產(chǎn)油增長幅度逐漸減緩,這是由于該區(qū)塊底水突破后含水快速上升,導致水平井開發(fā)效果變差。因此,從累計產(chǎn)油變化情況來看,該區(qū)塊的采油速度控制在3.0%較為適宜。

采用不同采油速度方案時含水變化曲線圖如圖3所示。從圖3可以看出,當采油速度為1.0%或2.0%時,雖然含水率較低,但累計產(chǎn)油較少,經(jīng)濟效益較差;當采油速度大于3.0%,含水率較高,且開發(fā)后期累計產(chǎn)油增幅較小。綜合考慮,將該區(qū)塊采油速度控制在3.0%左右。

圖2 采用不同采油速度方案時累計產(chǎn)油變化曲線圖

圖3 采用不同采油速度方案時含水變化曲線圖

4 結論

1)水平井臨界產(chǎn)量受水平段長度、水平井垂向相對位置、油層各向異性等參數(shù)的影響。

2)當水平井長度和水平井的垂向相對位置一定時,即采油速度越高,水平井見水時間越早,這不利于底水潛山油藏的開發(fā)。

3)通過對A油田B1區(qū)塊的數(shù)值模擬研究,結合累計產(chǎn)油變化曲線和含水變化曲線,最終確定A油田B1區(qū)塊的合理采油速度為3.0%左右。

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[編輯] 李啟棟

TE34

A

1673-1409(2014)20-0087-03

2014-03-01

中國石油天然氣集團公司科技重大專項(Q/D YYKY2·8-1-2009)。

于東旭(1984-),男,助理工程師,現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。