低渗透油藏仿水平井注采井网产能

李荣强,吕爱民,王建忠,李　阳,詹世远,王月英

[1.中国石油大学(华东)，山东 青岛 266580；2.中国石化 胜利油田分公司 工程技术管理中心，山东 东营 257000]



低渗透油藏仿水平井注采井网产能

李荣强1,2,吕爱民1,王建忠1,李阳1,詹世远1,王月英1

[1.中国石油大学(华东)，山东 青岛 266580；2.中国石化 胜利油田分公司 工程技术管理中心，山东 东营 257000]

仿水平井技术可大幅度增加单井泄油面积和控制储量，实现了低丰度、特低渗透油藏的有效动用。为比较该技术与传统水平井技术开发效果的不同，对仿水平井不同开发井网稳态产能进行精确快速预测，以仿水平井渗流特征为基础，基于流管流线积分方法建立了不同井网形式考虑启动压力梯度的仿水平井产能预测模型。与实际产量对比表明，所建立产能预测模型得到的计算结果具有较高的准确度(最大误差为8.04%)。通过应用所建立模型进行计算对比可知，仿水平水井长度相同时，交错井网稳态产能大于正对井网稳态产能，波及面积较大，开发效果较好，而且正对井网对水井长度的敏感性大于交错井网。该研究对特低渗透油藏仿水平井井网注水开发具有一定的理论指导意义。

产能;穿透比;仿水平井;注采井网;低渗透油藏

针对特低渗透油藏常规开发产能低、效益差的问题，胜利油田2012年以来应用仿水平井技术结合适配井网进行注水开发，突破了特低渗透油藏难以有效开发的瓶颈。与直井常规压裂、弹性开发不同，仿水平井技术可形成类似水平井筒的长缝渗流通道。裂缝半长一般达到200 m以上，为普通直井压裂的2～3倍，平均单井控制储量为普通直井压裂的1.6倍，并可大幅度提高油井产能。目前特低渗透油藏仿水平井开发在渗流机理、井网部署及产能预测等方面的研究尚相对滞后[1-4]，制约了该技术在低渗透油藏中的进一步规模化实施。王锋、Stalgorov和Rbeawi等学者多利用保角变换、点源函数、拉式变换等方法对井网稳态产能和非稳态产能进行计算，普遍存在应用局限、公式复杂等问题[5-13]，难以推广到低渗透油藏仿水平井注采井网。

图1　仿水平井与直井、水平井流线分布对比示意图Fig.1　Streamline distributions of imitation horizontal,vertical and horizontal wellsa.直井渗流场;b.水平井渗流场;c.仿水平井渗流场

为了保证预测精度并提高计算速度，亟需针对低渗油藏仿水平井井网的渗流特点[14-17]开展相关的研究，从而为现场仿水平井井网的优化部署奠定理论基础。

1　仿水平井井网产能模型的建立

仿水平井技术是通过高加砂量，在储层中形成半缝长达200m以上的长缝，形成“仿水平井”，增大泄油面积，提高油井产能。图1为仿水平井与直井、水平井的流线分布对比示意图。由图可见，仿水平井继承了水平井的平面渗流特征，其注采井网在平面和纵向上均呈现线性流模式，渗流阻力比常规的直井和水平井都小，更易克服启动压力梯度，在低渗油藏中取得高产能。

1.1单井产量的推导

根据上述仿水平井井网流线特征，采用劈分流场法，建立仿水平井井网产能模型，基本假设包括：①流体为油水两相流体；②仿水平井高度与油层有效厚度相等，忽略仿水平井形态变化；③不考虑多孔介质和液体的压缩性；④等温稳态渗流；⑤考虑启动压力梯度的影响。

从注入井到生产井，可视为油藏流体在以不同流线为边界形成的“流管”内流动。流管具有如下性质：①流管不能相交；②流管形状及位置，在定常流动时不随时间变化；③流管不能在流场内部中断。假设油水井之间由一系列流管构成，任一不与流管侧面平行的面被流管截取的那部分面积，称作流管截面。考虑启动压力梯度时截面处流量：

(1)

式中：Δq为截面流量，cm3/s；k为地层渗透率，10-3μm2；A(ξ)为截面面积，cm2；λ为启动压力梯度，0.1 MPa/cm；μ为地层混合流体粘度，mPa·s。

稳定渗流的混合流体粘度按照多相流饱和度加权法修正，即：

式中：μo为油相粘度，mPa·s；μw为水相粘度，mPa·s；Siw为瞬时含水饱和度，%；Siwc为束缚水饱和度，%；Sior为残余油饱和度，%。

如图2所示，在一个注采单元内，井距AB=L，cm；流管ξ，流管面积A(ξ)，cm2；流管中心流线长X，cm，由X1和X2组成；rw为注水井和生产井的井筒半径，cm。

对(1)变形并沿流线积分：

(3)

可得沿流线积分的流量为：

(4)

式中：h为油层有效厚度，cm；pi为注水井井底压力，0.1 MPa；pw为采油井井底压力，0.1 MPa。

代入式(4)可得X流线上产量：

(5)

图2　注采单元示意图Fig.2　Sketch map of the flooding unit

(6)

由于启动压力梯度的存在，在低渗透油藏注采压差一定时，并非整个井网单元都能动用，将渗流达到稳态时能动用的最大注水井和生产井的张开角度定为αn，即(6)式中被积分函数等于0时的α取值，α0为可以波及到的最大角度，则α0=min{αm,αn}。

1.2交错排状仿水平井网产能

取注采井网的1/4为计算单元(图3)，将其分为3个区，划分基本原则是保持计算单元与实际流线尽量一致，以保证计算结果的合理性。

其中Ⅰ区、Ⅱ区产能近似为曲线流管积分，可利用单井注采公式得到产量。

1) Ⅰ区产量

(7)

2) Ⅱ区产量

(8)

其中，α01，α02为产生有效流量的流线所能张开的最大角度：

(9)

(10)

3) Ⅲ区产量

假设仿水平油井长度L1与仿水平水井长度L2存在以下关系：

L2=mL1(m≠1)

(11)

利用三角变化关系，可以得到：

由插值可得微流管截面积为(图4)：

(13)

根据(4)式可得微流管产量：

图3　交错排状井网1/4注采单元Fig.3　Sketch map of 1/4 flooding unit of the cross well pattern

图4　交错排状井网Ⅲ区计算单元Fig.4　Sketch map of Ⅲ zone of the cross well pattern

(14)

(15)

1.3正对式仿水平井网产能

图5　正对排状井网1/4注采单元Fig.5　Sketch map of 1/4 flooding unit of the staggered well pattern

(16)

与交错井网Ⅱ区、Ⅲ区相似，可以得到正对井网Ⅱ区流量为:

(17)

式中：a03=min{β3,an3}。

2　产能模型的验证与对比

2.1产能模型验证

根据沙河街组三段(沙三段)低渗透油藏的相关资料，设定储层基质渗透率K=5.0×10-3μm2，储层有效厚度h=10m，注入井井底压力pi=52 MPa，油井井底压力为pw=22 MPa，启动压力梯度λ=0.06 MPa/m，井距L=600 m，排距d=200 m，水井压缝半长L2=200 m，油井压缝半长L1=200 m，地层原油的体积系数Bo=1.1，地面原油的密度ρo=0.90 g/cm3，油相的粘度μo=2.31 mPa·s，水相的粘度μw=0.31 mPa·s，稳态后的含水饱和度Sw=0.80，束缚水饱和度Swc=0.25，残余油饱和度Sor=0.17，此时水相相对渗透率Krw=0.46，油相相对渗透率为Kro=0.37。

对试验区块不同井网形式下共11口仿水平井稳态产能进行统计整理(表1)，根据实际参数，利用产能模型计算结果与之进行对比验证，最大误差为8.04%，能够满足现场的精度要求。

2.2两种井网的产能对比

由图6知，在相同的仿水平水井长度下，随井底流压增大，两种井网产油量基本呈现线性下降的趋势;在相同井底流压下，随仿水平水井长度的增加，产油量逐渐增大。仿水平水井长度相同时，交错井网稳态产能大于正对井网稳态产能，而且水井长度对正对井网影响程度大于其对交错井网的影响。

3　结论

1) 仿水平井井网稳态渗流在平面和纵向上均呈现线性流模式，继承了水平井的平面渗流特征，改善了水平井纵向渗流模式。

2) 根据正对式、交错式仿水平井注采井网的不同区域油水两相流线特征差异，分别计算叠加的不同油藏区域的产能，可快速计算不同仿水平井注采井网的产能，并具有较高的精度。

3) 仿水平水井长度相同时，交错井网稳态产能大于正对井网稳态产能，而且水井长度对正对井网影响程度大于其对交错井网的影响。

图6　两种井网仿水平井产油量对比曲线Fig.6　Correlative production curves of two well patterns

表1　产能新模型与实际产能验证数据

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(编辑董立)

Productivity of the imitation horizontal well pattern in low permeability reservoirs

Li Rongqiang1,2,Lyu Aimin1,Wang Jianzhong1,Li Yang1,Zhan Shiyuan1,Wang Yueying1

(1.ChinaUniversityofPetroleum(EastChina)，Qingdao，Shandong266580，China；2.EngineeringTechnologyManagementCenterofShengliOilfield,SINOPEC,Dongying，Shandong257000，China)

Imitation horizontal wells can significantly enlarge single well drainage area and increase controlled reserves,thus effectively develop low-abundance and ultra-low permeability reservoirs.In order to accurately and rapidly predict steady-state productivity of various imitation horizontal well patterns,deliverability prediction models with start-up pressure being taken into consideration were established for different imitation horizontal well patterns by using stream tube flow line integral method based on seepage flow characteristics of imitation horizontal wells.Comparison of the modeling results with actual production shows that the models are accurate in productivity prediction with an error less than 8.04% only.The models also show that staggered well pattern is better than cross well pattern in terms of steady-state productivity and sweep area when the lengths of the imitation horizontal well are the same.The latter is also more sensitive to well length than the former.The study may help theoretically guiding the application of imitation horizontal wells in ultra-low permeability reservoirs.

productivity,penetration ratio,imitation horizontal well,injector-producer pattern,low-permeability oil reservoir

2016-01-21;

2016-04-25。

李荣强(1973—)，男，博士研究生，高级工程师，油气田开发理论与技术。E-mail:lirongqiang.slyt@sinopec.com。

简介：王建忠(1973—)，博士、副教授，油气渗流理论与油田开发技术。E-mail:wangjzh@upc.edu.cn。

中央高校基本科研业务费专项资金(14CX05025A,14CX02045A)；国家自然科学基金项目(51490654)。

0253-9985(2016)03-0439-05

10.11743/ogg20160318

TE348

A