邊水稠油油藏多元熱流體吞吐生產(chǎn)特征及治理措施研究

袁忠超 王磊 李 娜 朱國金 田 冀 譚先紅

(中海油研究總院， 北京 100028)

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邊水稠油油藏多元熱流體吞吐生產(chǎn)特征及治理措施研究

袁忠超 王磊 李 娜 朱國金 田 冀 譚先紅

(中海油研究總院， 北京 100028)

隨著水平井距內(nèi)含油邊界距離逐步縮短，A油田南區(qū)含水率上升速度逐步加快，開發(fā)效果變差，但地層能量尚能得到有效補(bǔ)充。為進(jìn)一步改善A油田多元熱流體吞吐開發(fā)效果，提出了優(yōu)化熱采井距邊水距離、確定縱向布井位置及實施邊部提液等治理措施。數(shù)值模擬結(jié)果表明，A油田水平井距內(nèi)含油邊界應(yīng)在240 m以上，水平井布井位置應(yīng)在油層中部，一線吞吐井提液量為100 m3/d。

邊水；稠油；多元熱流體吞吐；生產(chǎn)特征；治理措施

1 生產(chǎn)特征分析

截至目前，渤海A油田南區(qū)已有17口井完成了第一輪吞吐開發(fā)，有6口井進(jìn)入了第二輪吞吐階段。根據(jù)含水率的大小可將熱采井劃分為無水侵型、弱水侵型、強(qiáng)水侵型。其中，無水侵型未受到邊水作用的影響，表現(xiàn)為純彈性開發(fā)，地層能力下降較快，含水率較低；強(qiáng)水侵型受邊水影響較大，在邊水的作用下地層能量恢復(fù)較快，一旦邊水突破后，含水上升較快，綜合含水率較高，開發(fā)效果較差；弱水侵型介于無水侵與強(qiáng)水侵之間，含水率中等，地層能量能得到一定程度的補(bǔ)充，開發(fā)效果較好。為了分析邊水作用對熱采吞吐井開發(fā)效果的影響，對距邊水距離不同的3口熱采典型井進(jìn)行統(tǒng)計。表1所示為熱采典型井開發(fā)效果統(tǒng)計表。

表1 熱采典型井開發(fā)效果統(tǒng)計表

1.1 含水率變化規(guī)律

由于油水流度比相差較大，水相流動能力較強(qiáng)，邊水作用會造成熱采吞吐井含水率快速上升。隨著水平井距內(nèi)含油邊界距離的縮短，其含水率上升速度加快，見水時間縮短，開發(fā)效果變差。B1h井第1、2靶點距內(nèi)含油邊界均達(dá)700 m以上，目前含水率僅14.2%，屬于無水侵型。B2h井第1、2靶點距內(nèi)含油邊界均在300 m以上，目前含水率為40.4%，相比B1h井有所升高，屬于弱水侵型。B3h井雖然處于油藏高部位，但其第2靶點距內(nèi)含油邊界僅130 m，第一輪后吞吐結(jié)束時含水率高達(dá)81.6%，分別比B1h井、B2h井高出67.4%、41.2%，已進(jìn)入中高含水期，屬于強(qiáng)水侵型，開發(fā)效果較差。圖1 所示為3口井距內(nèi)含油邊界距離與含水率變化規(guī)律。

圖1 3口井距內(nèi)含油邊界距離與含水率變化規(guī)律

1.2 井底流壓變化規(guī)律

邊水的存在雖然可導(dǎo)致含水率上升，但同時也可為多元熱流體吞吐提供天然能量，補(bǔ)充地層壓力，從而改善開發(fā)效果。圖2所示為3口井距內(nèi)含油邊界距離與井底流壓變化規(guī)律。隨著距內(nèi)含油邊界距離的縮短，熱采井得到邊水的能量供給越充足，井底流壓下降速度減緩。B3h井距離邊水最近，其井底流壓保持效果最好，比B1h井、B2h井分別高出約4.1、3.2 MPa。地層能量得到有效補(bǔ)充，將在一定程度上改善以衰竭為主的多元熱流體吞吐開發(fā)效果。B3h井在邊水突破前其日產(chǎn)油水平高于B1h井和B2h井。圖3所示為3口井距內(nèi)含油邊界距離與日產(chǎn)油量變化規(guī)律。圖4所示為3口井距內(nèi)含油邊界距離與累計產(chǎn)油量變化規(guī)律。

1.3 產(chǎn)油量變化規(guī)律

由圖1及圖2可知，邊水的存在既可加快含水上升速率，也可補(bǔ)充地層能力。綜合考慮含水率及地層能量補(bǔ)充，應(yīng)確定一個距內(nèi)含油邊界的最優(yōu)距離。距內(nèi)含油邊界300 m處的水平井B2h井含水率上升適中，能量得到有效補(bǔ)充，日產(chǎn)油水平保持較好，累計產(chǎn)油量最高。B2h井第1年累計產(chǎn)油量為1.7×104m3，目前累計產(chǎn)油量約4.9×104m3，開發(fā)效果最好；B1h井第1年累計產(chǎn)油量為1.4×104m3，目前累計產(chǎn)油量為3.8×104m3，開發(fā)效果次之；B3h井第1年累計產(chǎn)油量為1.0×104m3，目前累計產(chǎn)油量僅為2.9×104m3，開發(fā)效果最差。對于邊水稠油油藏多元熱流體吞吐開發(fā)，應(yīng)合理優(yōu)化水平井距內(nèi)含油邊界距離，改善開發(fā)效果。

圖2 3口井距內(nèi)含油邊界距離與井底流壓變化規(guī)律

圖3 3口井距內(nèi)含油邊界距離與日產(chǎn)油量變化規(guī)律

圖4 3口井距內(nèi)含油邊界距離與累計產(chǎn)油量變化規(guī)律

2 治理措施研究

2.1 建立模型

根據(jù)渤海A油田南區(qū)油藏特點建立數(shù)值模擬模型，模型采用直角坐標(biāo)系。吞吐井為水平井，巖石和流體參數(shù)根據(jù)油田實際提供的參數(shù)來取值，部分熱物性參數(shù)取自相似油田實驗值。表2 所示為模型基本參數(shù)。

綜上所述:對急性輕度腦梗死患者實施氯吡格雷聯(lián)合阿司匹林治療具有顯著的臨床效果,用藥后可有效改善患者神經(jīng)功能,患者預(yù)后更好。

根據(jù)基礎(chǔ)參數(shù)建立理論模型，共部署3口水平熱采井。圖5所示為3口井水平井距內(nèi)含油邊界距離示意圖。

表2 模型基本參數(shù)

圖5 3口井水平井距內(nèi)含油邊界距離示意圖

2.2 優(yōu)化距內(nèi)含油邊界距離

設(shè)置一線水平井距內(nèi)含油邊界距離，分別為80、120、160、200、240、280、320 m。 若距離過小，隨著水平井附近的壓力不斷降低,邊水將很快突破到井底,從而導(dǎo)致水平井嚴(yán)重水淹。隨著距離的加大，邊水突破的速度大幅度減緩。當(dāng)水平井距內(nèi)含油邊界240 m以上時，邊水影響較小，開發(fā)效果較好。圖6所示為水平井距內(nèi)含油邊界距離對開發(fā)效果的影響。

2.3 確定縱向布井層位

由于受N2、CO2等非凝析氣體超覆作用的影響，上部儲層得到了較好的動用，因此在油層下部部署水平井的效果優(yōu)于其他部位。但由于邊水易沿著底部突進(jìn)，隨著布井層位的下移，見水時間逐漸縮短，因此應(yīng)根據(jù)邊水能量對水平井縱向布井層位進(jìn)行優(yōu)化。綜合考慮見水時間及單井累計產(chǎn)油量，認(rèn)為油田水平井縱向布井層位應(yīng)為油層中部。圖7 所示為布井層位對開發(fā)效果的影響。

圖6 水平井距內(nèi)含油邊界距離對開發(fā)效果的影響

圖7 布井層位對開發(fā)效果的影響

2.4 實施邊部提液

邊部提液是指對位于油水邊界附近部位的一線井進(jìn)行強(qiáng)化排水，實施大泵提液。此過程不但可增加邊部井的產(chǎn)油、產(chǎn)液能力，同時還抑制了邊水的侵入，降低了內(nèi)部井的含水上升率。為此設(shè)計4個方案，一線井提液量分別設(shè)計為0、50、100、150 m3d。

研究表明，隨著邊部熱采井產(chǎn)液量的增加，二、三線熱采井含水上升率逐漸降低，見水速度明顯放緩。當(dāng)提液量為150 m3d時，相比原始方案，吞吐8周期后含水率由85.0%下降至51.7%，下降了33.3%。但若提液量過大，將會造成內(nèi)部井能量供給不足，在一定程度上影響開發(fā)效果。因此，本油田一線吞吐井提液量應(yīng)為100 m3d。圖8所示為不同提液幅度下二、三線熱采井含水率上升曲線。圖9所示為不同提液幅度下二、三線熱采井平均單井累計產(chǎn)油量。

圖8 不同提液幅度下二、三線熱采井含水上升曲線

圖9 不同提液幅度下二、三線熱采井平均單井累計產(chǎn)油量

3 結(jié) 語

隨著水平井距內(nèi)含油邊界距離的縮短及含水上升速率的加快，地層壓力水平趨好。現(xiàn)場生產(chǎn)表明，當(dāng)水平井距內(nèi)含油邊界僅130 m時，吞吐第一周期含水率已超過80%(比其他位置高出41.2%～67.4%)，此時的地層壓力比其他位置高出3.2～4.1 MPa。

可將 A油田南區(qū)熱采井劃分為無水侵型、弱水侵型及強(qiáng)水侵型3類。弱水侵型熱采井距內(nèi)含油邊界在300 m左右時，綜合含水率在40%左右，累計產(chǎn)油量最高，開發(fā)效果最好；無水侵型熱采井距內(nèi)含油邊界遠(yuǎn)大于300 m，地層能量補(bǔ)充略有不足，綜合含水率在15%以下，開發(fā)效果次之；強(qiáng)水侵型熱采井距內(nèi)含油邊界小于300 m，含水率上升較快，含水率均在80%以上，開發(fā)效果最差。

采取優(yōu)化內(nèi)含油邊界距離、吞吐井縱向布井位置、邊部提液等措施可達(dá)到穩(wěn)油控水的目的，在一定程度上改善開發(fā)效果。對于本油田，當(dāng)水平井距內(nèi)含油邊界在240 m以上時，邊水影響較小，開發(fā)效果較好。水平井布井層位應(yīng)在油層中部，一線吞吐井提液量應(yīng)為100 m3d。

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Research on Production Characters and Control Measures of Multi-Thermal Fluid Stimulation for Heavy Oil With Edge Water

YUANZhongchaoWANGLeiLINaZHUGuojinTIANJiTANXianhong

(Research Institute of China National Offshore Oil Corporation, Beijing 100028, China)

The production data of Bohai A Oilfield shows that with the shortening of the distance between horizontal well and edge water, the increase of water cut speeded up and the development effect decreased. But the formation energy is effectively supplemented, so it can guarantee the development result. In order to improve the effect of thermal recovery of A Oilfield, some control measures such as optimizing distance of the distance between horizontal well and edge water, well longitudinal position and increasing liquid for edge well were put forward. The numerical simulation results show that for A Oilfield, the optimal distance between horizontal well and edge water should be more than 200m; longitudinal position for horizontal well should be in the middle of the reservoir and the quantity of increasing liquid for edge well is 100 m3/d.

edge water; heavy oil; multi-thermal fluid stimulation; production character; control measure

2016-10-24

國家科技重大專項“海上稠油熱采技術(shù)”(2011ZX05024-005)

袁忠超(1985 — )，男，工程師，研究方向為海上油氣田開發(fā)。

TE345

A

1673-1980(2017)02-0025-04