水平井合理生产压差确定方法筛选与优化

曹鹏，邹伟宏，常少英，戴传瑞罗宪婴，闫晓芳，刘江丽

（中石油杭州地质研究院，浙江 杭州 310023）

水平井合理生产压差确定方法筛选与优化

曹鹏，邹伟宏，常少英，戴传瑞罗宪婴，闫晓芳，刘江丽

（中石油杭州地质研究院，浙江 杭州 310023）

自从20世纪20年代末水平井技术问世以来，国内外学者针对水平井的产能预测、临界产量和见水时间预测等方面进行了较为深入的研究，但是针对水平井如何选取合理的生产压差进行开采的报道较少。通过整理分析前人研究成果的基础上，主要介绍了不同产量预测模型的筛选方法与技术思路，并形成了利用油藏工程法与统计学方法相结合确定油井合理生产压差的新方法。针对中国西部某油田，水平井在含水0%～30%、30%～60%和大于60%的合理生产压差分别取临界生产压差的 （1.8～4.8）倍、（2.3～6.0）倍和 （2.8～7.5）倍，该方法具有实际操作性，有利于指导实际生产需要，其技术思路可以推广应用。

水平井；产能指数；临界产量；合理生产压差

自1928年第一口真正意义上的应用于石油工业的水平井问世至今，已有85年的历史，期间经历了起步、缓慢发展、兴起和规模应用等发展阶段。最近20年水平井发展尤为迅速，诸多资料显示水平井可成功用于低渗透油气藏、薄层油藏、气顶和底水油藏、稠油油藏、天然裂缝发育油藏和垂向裂缝性油藏的开采，且水平井产能一般可达到直井产能的2～10倍［1～4］。综合油田经济效益，为了充分发挥水平井的潜能，需要针对不同的生产阶段制定一个合理的工作制度进行控制。

1 方法筛选与优化

笔者通过调研近100篇文献资料，对预测油井工作制度 （生产压差）的方法进行了汇总与整理，给出了各种方法的适用性和优缺点。现有的方法主要有系统试井法、生产统计法、油藏工程法、试井分析法、统计学方法和数值模拟法［5～11］，具体见表1。

表1 国内外油井合理生产压差确定方法汇总表

（续表1）

鉴于上述分析的各种方法的优劣性，该次研究主要针对油藏工程法中的产能预测数学模型进行筛选对比研究，同时利用统计学方法进行合理压差的优化。

1.1 油藏工程法筛选

建立水平井产能预测模型的假设条件为：①油层均质等厚，单相流体，稳定流动或拟稳定流动；②水平井位于供油区中心且水平段位于油层中部；③不考虑井筒压力损失。

各预测模型的详细推导过程在此不再赘述，水平井三维渗流场的简化是研究的重点和难点，一般将水平井三维等效渗流场简化为XY方向的二维渗流场＋YZ方向的二维渗流场，如图1所示。

图1 水平井渗流场等效变换 （简化）示意图

筛选出的典型预测模型的水平井产能指数方程式的通式为：

式中：h为油层厚度，m；Bo为原油体积因数，1；μ为原油黏度，mPa·s；Kh为水平渗透率，mD；rw为水平井井眼半径，m；L为水平井长度，m；reh为椭圆等值供油半径，m；Jh为采油指数，m3／（d·MPa）。

由于不同的学者对XY方向的渗流场处理方法不同，则式（1）中F也不同［12～22］，见表2。

表2 不同学者产能预测公式F取值汇总表

1.2 敏感性分析

该次研究的基本思路是：一方面在假定L／2a一定的条件下，通过改变椭圆供油区形状控制因子（b／a的大小）（其中b为椭圆的短半轴长度）来分析不同模型在水平井产能预测方面的适用性及稳定性；另一方面在水平段长度和供油区形状相同的条件下对各种方法预测结果进行比较，优选出各种方法中预测结果比较居中且稳定的模型进行后续的分析预测。

方案设计：

1）水平段长度L＝ （100～1000）m，L／2a＝0.5，分别在b／a＝0.3、0.5和0.8的条件下，对每种模型进行分析计算，检验模型对供油区形状扁圆程度的敏感性。

2）水平段长度L＝（100～1000）m，L／2a＝0.5，b／a＝0.5条件下，综合对比分析各种预测结果的差异程度。参数选择见表3。

表3 敏感性分析参数选择汇总表

总体分析，在相同条件下Giger和窦宏恩预测模型对供油区形态最为敏感；Borisov和Babu＆Odeh模型敏感性次之，Joshi和Renard＆Dupuy预测模型对供油区形态没有敏感性，见图2。同时综合各种方法对比发现，Joshi和Renard＆Dupuy预测模型在同等条件下，预测结果接近且相对于其他方法比较居中，具有更为普遍的适用性 （见图3）。该次研究选用Joshi模型。

通过对比多种水平井临界产量预测模型［23～25］，在此选用Joshi在1987年提出的模型进行计算［18］，具体如下：

式中：Δpc为临界生产压差，MPa。

综上预测水平段长度为300m时，水平井临界生产压差为0.09MPa。

图2 不同预测模型对油井供油区形态敏感性分析对比图

1.3 统计学方法

选用金勇2003年提出的方法［26］进行油井合理生产压差优化研究，其主要原理为：①把油藏作为一个整体加以研究，对同一油藏的不同生产井在同一含水阶段进行比较；②针对单井实际控制储量的差别，利用单井含水上升率进行井间比较。研究基本流程见图4。

图3 不同预测模型的水平井采油指数与水平段长度关系图

利用现有资料确定的合理生产压差与水平井临界生产压差对比，进行油井各阶段合理生产压差的优化，最终针对具体油井提出目前合理生产压差建议。

2 应用实例

针对中国西部某油田，选取7口水平井进行研究。相关参数见表4。利用统计学方法整体上将该油田油井含水率 （fw）分为0%～30%；30%～60%；＞60%共3个阶段进行研究，见图5（a）。将油井不同含水阶段的生产压差与含水上升率之间的关系进行分析对比显示：区块油井含水率在0～30%，30%～60%；＞60%这3个阶段的合理生产压差分别近似取0.48、0.60、0.75MPa，见图5（b）～ （d）。但是由于现场压力资料有限，难以将预测结果具体到单井，这也是该方法的局限性所在。

图4 统计学方法技术思路简图

表4 某油田水平井参数取值汇总表

图5 统计学方法确定油井合理工作制度综合对比图

寻找量化对应关系：采用上述油藏工程方法计算该地区7口井的临界生产压差，结果见表6。2种方法综合分析水平井的合理生产压差与临界生产压差之间存在一定的比例关系，见表5（表5中的倍数关系是指油井利用统计学方法预测不同含水阶段的合理压差与该阶段典型单井临界压差的比值）。利用油井在不同含水阶段的比例关系，综合确定该地区目前3口低含水油井H1井、H2井和H4井，以及4口高含水油井，目前的合理生产压差的取值范围，结果见表6，并针对具体单井给出了合理的生产压差建议，与油田现场结合目前已采纳应用，初步效果显示油井含水控制较好，产量变化稳定。该方法克服了单纯采用统计学方法的局限性，对矿场实践具有重要的指导意义。

表5 水平井不同含水阶段合理压差取值范围汇总表

表6 水平井目前合理生产压差取值建议汇总表

3 结论

通过该次研究给出了确定油井合理生产压差的新思路，主要得出以下认识：

1）调研了国内外确定油井合理生产压差的技术方法，并汇总整理了各种技术方法的优缺点和适用性，指出统计学方法和数值模拟法是目前适用性较广的两种方法，但是对比分析显示统计学方法具有简单操作和实用的特点。

2）筛选出典型的水平井产能预测模型，并利用控制椭圆扁圆程度的形状因子（b／a）以及控制水平段长度与供油区关系的因子（L／2a）进行敏感性分析，结果显示Joshi模型和Renard ＆Dupuy模型预测水平井产能较为稳定且计算结果居中，是首选模型。

3）提出了利用油藏工程法与统计学方法相结合的新方法，用来确定油井生产各个阶段的合理生产压差，弥补了由于现场压力监测资料有限带来的困扰，新方法更具有实用性。

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［编辑］ 黄鹂

Selection and Optimizing Method for Determining Reasonable Drawdown Pressure of Horizontal Wells

CAO Peng，ZOU Weihong，CHANG Shaoying，DAI Chuanrui，LUO Xianying，YAN Xiaofang，LIU Jiangli（First Author' s Address：Hangzhou Research Institute of Geology，PetroChina，Hangzhou310023，Zhejiang，China）

Since the advent of horizontal well technology in late 1920s，the scholars both at home and abroad deeply studied the productivity，critical production，and breakthrough time prediction of horizontal wells.However，there were less reports on selecting reasonable drawdown pressure of production in horizontal wells.The method of selecting different production predicting models for the horizontal wells was mainly introduced based on the analysis of predecessors' research results.And new methods were established for determining the reasonable drawdown pressure in combination of reservoir engineering with statistical method.In allusion to situation of the oilfields in western China，for water content of 0%～30%，30%～60%and higher than 60%，the reasonable drawdown pressures were 1.8～2.8，2.3～6.0and 2.8～7.5times of the critical pressure respectively.The method is easy operation，it can be used for guiding practical production，and its technical approaches can be popularized in oilfields.

horizontal well；productivity index；critical production；reasonable drawdown pressure

TE32

A

1000-9752（2014）04-0111-06

2013-06-14

国家科技重大专项 （2011ZX05004）；中国石油科技重大专项 （2010E-2106）。

曹鹏 （1985-），男，2008年西南石油大学毕业，硕士，工程师，现主要从事油气藏工程及数值模拟工作。