南海東部海相砂巖油藏水平井與定向井折算比例研究

湯小龍，徐偉，繆云，張曉林，孫維

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518067)

0 引言

井網(wǎng)適應(yīng)性評(píng)價(jià)是評(píng)價(jià)油藏開發(fā)井網(wǎng)是否合理的重要手段，業(yè)界經(jīng)常用如式(1)所示的謝爾卡喬夫公式來進(jìn)行井網(wǎng)適應(yīng)性評(píng)價(jià)[1-4]。在謝爾卡喬夫公式中井網(wǎng)密度S是一個(gè)重要參數(shù)，在原始公式中指的是定向井井網(wǎng)密度，但南海東部油田經(jīng)常采用定向井與水平井的混合井網(wǎng)開發(fā)油藏，這種情況下如何有效地計(jì)算井網(wǎng)密度，目前相關(guān)的研究較少。前人一般根據(jù)經(jīng)驗(yàn)，將1 口水平井等效為2～5 口定向井，進(jìn)行井網(wǎng)密度的近似換算[5-8]。但實(shí)踐表明，由于不同油田地質(zhì)油藏特征的差異，不同油藏的水平井與定向井的等效比例應(yīng)當(dāng)是不同的，目前關(guān)于這方面的研究較少。

式中：ER為油藏最終采收率(%)；ED為油藏驅(qū)油效率(%)；a為井網(wǎng)指數(shù)；S為井網(wǎng)密度(口/km2)。

本文引入水平井與定向井折算比n的概念，定義n為相同生產(chǎn)狀態(tài)下水平井波及范圍與定向井波及范圍比值，同時(shí)采用解析法、礦物資料折算法及數(shù)值模擬法等三種方法計(jì)算折算比n，通過三種方法的對(duì)比得到不同類型油藏的折算比以及相應(yīng)的影響因素。這一研究成果的可方便一線科研人員開展井網(wǎng)適應(yīng)性評(píng)價(jià)，提高評(píng)價(jià)效率。

1 解析法計(jì)算

對(duì)邊水油藏，假設(shè)中心部署一口定向井開發(fā)，流動(dòng)形態(tài)是徑向流(圖1)，流動(dòng)供給半徑為R；若部署一口水平井開發(fā)，水平井為橢圓流模式(圖1)，長軸為a，短軸為b，水平井長度為L，可以分別計(jì)算兩種井的泄油范圍Sv和Sh，如式(2) 和式(3) 所示。折算比相當(dāng)于水平井波及范圍與定向井波及范圍，如式(4)所示：

圖1 邊水油藏定向井徑向流和水平井橢圓流示意圖

在邊水油藏中，當(dāng)水平井長度延長，折算比增加，水平井長度變小，折算比降低；在水平井長度相同時(shí)，隨動(dòng)用半徑的增加，折算比降低，如圖2 所示。當(dāng)然稀油和稠油由于動(dòng)用范圍差異，折算比也會(huì)不同。例如稠油油藏動(dòng)用半徑600 m，稀油動(dòng)用半徑800 m，水平井長度按照500 m 計(jì)算，得到稀油邊水油藏折算比為1.31，而稠油的折算比為1.42，存在差異。但從總體情況看，折算比在1.00～2.50 之間變化，即邊水油藏采用水平井開采與定向井開采相比，優(yōu)勢不算非常明顯。

圖2 邊水油藏水平井長度和動(dòng)用范圍對(duì)折算比影響

對(duì)底水油藏，采用定向井開采時(shí)產(chǎn)生底水錐進(jìn)，形成的波及范圍是錐體(圖3)，其錐體底部圓形半徑為r；對(duì)水平井形成的是水脊，可以視為兩個(gè)半錐體和一段水脊體組成(圖3)，底部錐體半徑為R，其中r≠R；這兩種情況下的波及范圍計(jì)算如式(5)和式(6)所示，折算比n可以用式(7)計(jì)算：

圖3 底水油藏定向井水錐體和水平井水脊體示意圖

由于流動(dòng)模式和來水方向存在差異，錐體半徑取值有差異。經(jīng)過RPM 測試及動(dòng)態(tài)分析表明，對(duì)水平井來說，稀油邊水油藏的波及范圍約800 m，底水油藏波及范圍600 m，而稠油的底水油藏波及半徑在150～600 m。

底水油藏來說，動(dòng)用范圍和水平井長度是影響折算比的重要參數(shù)。隨著水平井長度增加，折算比增加；動(dòng)用范圍越小，折算比越大，反之動(dòng)用范圍越大，折算比越小，如圖4 所示。例如當(dāng)?shù)姿筒責(zé)o夾層時(shí)，水平井動(dòng)用半徑取值150 m，定向井動(dòng)用半徑取值60 m，計(jì)算得到折算比為26.15；而底水油藏有夾層時(shí)水平井動(dòng)用半徑取值600 m，定向井動(dòng)用半徑300 m，計(jì)算折算比為7.18。

圖4 底水油藏水平井長度和動(dòng)用范圍對(duì)折算比影響

2 礦場資料折算法

根據(jù)折算比的定義，在相同地質(zhì)和油藏條件下，水驅(qū)油效率是相同的，因此波及范圍比值與累積產(chǎn)油量比值是相同的，所以折算比也可以采用兩種井型的累積產(chǎn)油量對(duì)比。在類似油藏條件下分別統(tǒng)計(jì)定向井和水平井在相同含水率下的累產(chǎn)油量，計(jì)算折算比。如表1 所示，對(duì)于邊水油藏來說，不同油藏的水平井定向井折算比在1.49～17.48，平均為8.24。如表2 所示，底水油藏有3 口定向井生產(chǎn)歷史比較完整，滿足與水平井具有相同的含水階段的條件(含水條件95%)，定向井平均累產(chǎn)油5.04×104m3，水平井單井平均累油是20.42×104m3，折算比為4.05。

表1 某典型海相砂巖油田邊水油藏折算比統(tǒng)計(jì)

表2 某典型海相砂巖油田底水油藏折算比統(tǒng)計(jì)(含水95%)

礦場資料統(tǒng)計(jì)法采用的是類似油田定向井和水平井累產(chǎn)油數(shù)據(jù)，由于地質(zhì)油藏條件是變化的，而且符合具有相同含水階段、油藏原油黏度類似的對(duì)比條件的樣本較少，因此該種方法得到結(jié)果不一定有代表性，建議僅供參考。

3 數(shù)值模擬計(jì)算法

分別建立單井底水油藏和邊水油藏的定向井模型、水平井模型，如圖5 所示，利用數(shù)值模擬方法計(jì)算，確定兩種井型的折算比。概念模型中根據(jù)實(shí)際地質(zhì)油藏特征，考慮了不同流度，分別建立了3.0×10-3、3.8×10-3、5.0×10-3、7.5×10-3、15.0×10-3、30.0×10-3、50.0×10-3、150.0×10-3、500×10-3μm2/ (mPa·s) 等9 種流度模型開展計(jì)算。對(duì)計(jì)算出的結(jié)果，分別統(tǒng)計(jì)不同含水時(shí)刻的定向井和水平井波及范圍比值，繪制圖版，表征折算比變化。

圖5 邊水油藏概念模型和底水油藏概念模型

從圖6 可以看出，邊水油藏的折算比最大不超過4；流度越大折算比越小，流度越小，折算比越大，水平井優(yōu)勢越明顯；隨含水增加，折算比逐漸減小，尤其到高含水期，折算比快速降低，當(dāng)含水率大于95%以后，折算比都不超過2。

圖6 邊水油藏不同流度下水平井定向井折算比

圖7 顯示了底水油藏折算比，很明顯底水油藏的折算比較邊水油藏高的多。流度為3 時(shí)初期折算比達(dá)到89 倍。隨著流度增加，折算比降低，例如流度15 時(shí)，含水50% 時(shí)的折算比為21.5，而流度150 時(shí)含水率50%的折算比為9.2。隨含水率增加，大部分折算比是降低的，越到高含水階段折算比越小。在高流度情況下(流度＞30)，有一定的反常情況，即在90%之前，隨含水率增加，折算比增加，而在90% 以后折算比才會(huì)降低，造成這種現(xiàn)象的原因是：定向井水錐突破快，在見水后水錐體增加速度減小，而水平井含水上升慢，水脊體增加速度快，因此造成折算比增加；當(dāng)水平井見水后，含水快速上升，水錐體增加速度減慢，折算比開始降低。以目前含水條件作為折算比的對(duì)比界限，可以得到不同流度下的折算比數(shù)值。

圖7 底水油藏不同流度比下的水平井定向井折算比

4 三種方法對(duì)比

綜合考慮三種方法的計(jì)算結(jié)果(表3)，其中數(shù)值模擬方法與理論解析方法計(jì)算結(jié)果比較一致。為了統(tǒng)一選擇標(biāo)準(zhǔn)，確定以理論解析計(jì)算結(jié)果為最終選擇，即：稀油邊水油藏水平井與定向井折算比采用1.31，稠油邊水油藏水平井與定向井折算比采用1.42；稀油底水油藏水平井與定向井折算比采用7.18，稠油底水油藏水平井與定向井折算比采用26.15。

表3 折算比計(jì)算結(jié)果統(tǒng)計(jì)表

通過明確四類油藏的水平井與定向井折算比例，再結(jié)合式(1)，即可有效實(shí)現(xiàn)井網(wǎng)適應(yīng)性評(píng)價(jià)，判斷井網(wǎng)合理性。

5 結(jié)論

(1)通過解析法、礦場資料折算法和數(shù)值模擬法三種方法，首次明確了稀油邊水、稠油邊水、稀油底水和稠油底水4 類油藏的水平井與定向井折算比例，極大提高開發(fā)井網(wǎng)適應(yīng)性評(píng)價(jià)的效率和準(zhǔn)確度。

(2)水平井與定向井折算比與水平井長度及動(dòng)用范圍有關(guān)，隨著水平段減小、動(dòng)用范圍增加，水平井與定向井折算比降低。