气顶边水油藏合理部署水平井数值模拟研究

申 健 ，姚 泽 ，潘 岳 ，周文胜 ，李 涛

（1. 中海石油研究总院，北京 100028；2. 海洋石油高效开发国家重点实验室；3. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司）

气顶边水油藏合理部署水平井数值模拟研究

申 健1，2，姚 泽1，2，潘 岳1，2，周文胜1，2，李 涛3

（1. 中海石油研究总院，北京 100028；2. 海洋石油高效开发国家重点实验室；3. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司）

针对国外某未开发的具有强气顶弱边水K油藏，以油藏数值模拟方法为主，油藏工程方法为辅，结合经济评价概算，对水平井布井方式、井网井距和合理井位进行优化。研究表明，水平井应平行于气顶、边水布井，相同生产工作制度下，气顶、边水能量大小决定了水平井垂向位置。强气顶附近，水平井无因次垂向位置位于油藏下部0.8～0.9处为最优；弱边水附近，水平井无因次垂向位置位于油藏上部0.2～0.3处为最优。井距小于一定值时，采出程度增加幅度会降低；油价分别为$60、$80/bbl时，K油藏的注采井距分别为495 m、425 m时最优；通过制定水平井筛选标准，优选出目标区水平井井位。

气顶边水油藏；水平井；数值模拟；合理井距；井位优选

在油田的实际生产中，气水锥进是一个非常严重的问题，尤其是同时含有气顶和边水的油藏，一旦发生气水锥近的现象，产油量将显著下降。水平井具有比直井更小的生产压差、更大的泄油区，能够有效抑制拥有气顶和边水的气锥和水锥，提高油藏最终采收率[1–6]。利用水平井开发气顶边水油藏，前人的研究集中在最优垂向位置、合理产能和开发策略等方面[7–12]，对于如何合理部署水平井整体井网开发此类油藏鲜有涉及。本文以国外某未开发的强气顶弱边水K油藏为例，以最大化经济效益和采收率为目标，以油藏数值模拟方法为主，结合油藏工程和经济概算，对水平井布井方式、井网井距，合理井位进行优化，为油藏开发方案编制提供理论依据。

1 油田概况

国外某气顶边水K油藏构造特征呈现“西高东低”的特点，西部构造较高的翼部具有一定气顶规模，而东北部构造较低的位置有弱边水，油环厚度较薄，仅20 m，但平面展布较大，最宽处近1 500 m。目前，该区域尚未投入开发，平均孔隙度为15.1%，平均渗透率为31.0×10–3μm2，属中孔低渗储层。为满足数模运行效率和精度的需要，建立了网格步长为50 m×50 m×1 m、总网格数为10.2×104的三维油藏数值模拟模型。

2 油气、油水界面水平井布井方式

利用水平井开发存在气顶和边水的油藏，可将气水锥进改为脊进，改善开发效果，但气顶、边水附近不同水平井走向、不同垂向位置对实际开发效果也将产生较大影响。

2.1 油气、油水界面水平井走向

在油气界面附近设计两种水平井走向：平行或垂直于油气构造长轴方向，模拟两种走向开发效果。根据老区生产实际，设定注采参数见表1。

图1为水平井平行于和垂直于油气构造长轴方向时日产油量、累产油量和生产气油比对比曲线，可以看出，当水平井平行于油气构造长轴方向时，日产油量稳产期更长，单井累产油更高，生产气油比也更低，说明水平井平行于油气构造长轴方向布井，可有效减缓气顶的气窜。

表1 考虑气顶影响时水平井注采参数

图1 油气边界附近不同布井方式开发效果对比

当水平井平行于油气构造长轴方向时，气顶在平面上沿水平井脊进；而水平井垂直于油气构造长轴方向时，气顶在平面上呈现沿水平井井筒锥进的形态。通过模拟两种情况下的动用范围可知，当水平井平行于油气构造长轴方向时，其动用范围为3.0×105m2；当水平井垂直于油气构造长轴方向时，其动用范围为2.2×105m2，动用范围减少1/3，所以，水平井平行于油气构造长轴方向开发效果较好。

同理，水平井平行于构造长轴方向，布井动用油环范围最大，开发效果较好。

2.2 油气、油水界面水平井垂向位置

水平井距离气顶越近，越容易发生气窜，油层下部动用程度越低，产量下降越快；距离气顶过远，供给能量不足，产能较低。所以，气顶油藏中存在一个水平井最优垂向位置[13-15]，相同生产制度、相同生产压差下，决定最优垂向位置的是气顶能量的大小。

为摸清K油藏气顶附近水平井的最优垂向位置，水平井采用平行于油气界面布井，生产制度为定液量75 m3/d生产，最小井底压力5 MPa。对比水平井在不同层位时的累产油量可以看出（图2），当水平井位于13/15层时，采出程度最高。因此，强气顶附近水平井位于油层下部0.8～0.9处开发效果最优。

同理，弱边水附近水平井应位于油层上部0.2～0.3处，实际模型中位于第4层最优。

图2 水平井在不同层位时采出程度

3 气顶边水油藏水平井井网井距优化

考虑到初期产量高且后期便于调整，在反九点井网形式基础上，优选合理水平井井网井距。结合已开发区生产现状，选取355 m，425 m，495 m，565 m，635 m 五种井距形式，对比不同井距条件下的开采效果。采取平行于油气、油水界面的方式布井，油气、油水边缘水平生产井分别射开第13层第4层，注水井完全射开。参考老区开发实际，考虑模型注采平衡，水平井定液量50 m3/d生产，同时限制最低井底流压为5 MPa，注水井定注入量60 m3/d生产。随着井距的减小，井网内部剩余油逐渐减少，剩余油主要分布在边角区域和气顶下部。

表2为不同井距下单井生产数据对比，可以看出，井网越密，累积产油量和采出程度越高，但当井距小于495 m时，采出程度增加幅度降低。

根据国际油价$60 /bbl时单井钻井费用：直井$53×104/口，水平井$115×104/口，吨油操作成本$68，1 m3原油等于6.29 bbl，对水平井井距筛选。

计算结果表明，综合考虑开发效果与经济可行性，原油价格在$60/bbl时，注采井距在495 m最优，在$80和$100/bbl时, 425 m井距最优。

4 水平井井位适应性优选

与直井相比，水平井开采成本较高，要求更高的单井采油量。如果在某些区域水平井开发效果甚至不如直井，就无法实现最为经济有效的开发，故需要对水平井井位适应性进行筛选。通过对比相同井距下水平井、直井井网的单井开发效果，制定筛选标准，优选经济合理的水平井井位。

分别设计直井、水平井井网模型，其中生产井30口，注水井12口，共42口井。水平井单井产量设置为50 m3/d，根据优化结果，气顶附近水平井射开第13/15层，边水附近水平井射开第4/15层，环内水平井射开第8/15层。直井全部射开日产量为20 m3/d。在生产过程中，保持整个区块注采比为1∶1。

表2 不同井距下参数对比

图3为相同井位直井和水平生产井生产15年累积产油量对比，通过比较可以看出，与直井相比，部分水平井生产效果较好，增产幅度较大，而部分井点的水平井生产效果与直井相差不大，有部分井生产效果甚至不如直井。用水平井累产量减去直井累产量，得到了水平井的单井增油量。对于目标区，水平井生产15年平均单井累增油量为1.01×104m3，故以此为水平井筛选标准：即水平井单井增油量大于1.01×104m3时，较为经济有效。

根据筛选标准，在新区选取了10个水平井井位，部署直井、水平井混合井网，对比混合井网与直井、水平井井网开发效果。这10口水平井主要分布在直井井网控制程度差的部位，开发15年比直井多产油17.3×104m3。

图3 生产15年直井与水平井产量对比

由含水率和采出程度关系看出，与水平井井网相比，混合井网含水率较低，水驱效率更高（图4）。以国际油价$60/bbl时为例，混合井网水平井数比水平井井网井数少20口，可节约成本近$1 240×104，生产15年、20年采出程度分别为38.9%、41.1%，仅比水平井井网低1.0%和0.8%，因此, 综合考虑成本投入及开发效果，新区采用混合井网效果最优。

图4 不同井网生产20年采出程度与含水率关系曲线

5 结论

（1）水平井应尽量平行于气顶、边水布井，可减缓气顶、气窜和边水突进，动用范围更大，采出程度更高；气顶、边水能量大小决定水平井垂向位置，在强气顶附近，水平井无因次垂向位置位于油藏下部0.8～0.9处为最优；弱边水附近，水平井无因次垂向位置位于油藏上部0.2～0.3处为最优。

（2）一般情况下，井网越密、累积产油量和采出程度越高，当井距小于一定值时，采出程度增加幅度会降低。综合考虑开发效果与经济可行性，原油价格在$60/bbl时，K油藏的注采井距为495 m最优；在$80/bbl时，425 m井距最优。

（3）对于存在气顶、边水的K油藏，通过制定水平井筛选标准，优选了10口水平井井位，油藏数值模拟结果表明，混合井网开发效果最优。

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下期主要文章预告

河南省太原组-山西组页岩气成藏主控因素与勘探方向 邱庆伦 等

南阳凹陷魏岗油田储层沉积特征与油气分布规律 李黎明 等

沉积前古地貌对致密油藏有利储层分布的影响 陈彦虎 等

贵州黔南石炭系打屋坝组页岩气成藏条件及选区评价研究 苗 宝

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春光油田超稠油井筒降黏技术应用分析 马 海 等

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边水油藏水平井出水位置诊断新方法 刘美佳 等

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TE349

A

1673–8217（2017）06–0082–03

2017–05–16

申健，工程师，1986年生，2012年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程专业，现从事油气田开发理论及应用工作。

王金旗