基于变黏度流体模型的边水油藏水平井合理工作制度研究

安玉华，赵靖康，张 俊，姜立富，王永慧

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

随着边水油藏探明储量的不断增加，边水油藏已成为国内油气勘探的目标之一[1]，边水油藏多为砂岩油藏，储层物性相对较好，然而边水的存在，如果开发不当，容易引起边水的快速推进，大大降低油田的采收率[2]。因此，如何根据地质油藏参数对新设计的水平井开发指标做出准确预测非常重要[3]。

水平井开采边水油藏过程中边水突进的现象不可忽视，水平井边水突进同直井的边水突进一样会大幅度地降低水平井的产能[1]。因此，合理的工作制度是保证油田高效开发的前提[4]。目前常用边水油藏水平井工作制度研究公式和方法的前提假设都是流体黏度为定值，而本文通过研究发现流体黏度的变化对水平井合理工作制度的影响较大（见图1）。因此，本文以X油田A区L50小层为例，通过分析边水油藏原油黏度变化规律，建立变黏度流体模型，应用油藏工程和数值模拟相结合的方法，确立了边水油藏水平井合理的工作制度，为X油田A区边水油藏水平井的井位部署和水平井的实施提供了依据。

图1 原油黏度与水平井产能关系

1 边水油藏原油黏度变化规律

X油田A区为由东向西倾的边水油藏，其中L50小层单层厚度大，碾平厚度为15 m，平面砂体连续性较好，但是由于受到边水的氧化水洗作用，原油黏度从内部向边部逐渐变大。研究发现原油黏度对水平井产能影响较大，正确认识边水油藏流体变化规律是本次研究的基础和关键。

图2 黏度模型图

A区有较为丰富的地面原油API度测试资料，但是地层原油高压物性资料较少。因此，利用X油田地层原油高压物性资料回归得到地层原油黏度μo与地面原油密度之间关系，见公式（1）。

根据地面原油密度与地面原油API度换算关系，得到地层原油黏度μo与地面原油API度之间的回归关系，见公式（2）。

根据公式（2）以及A区丰富的地面原油API度测试资料得到A区不同区域位置地层原油黏度，从而利用线性插值法，得到A区流体分布规律，并建立黏度模型图（见图2）。

2 边水油藏水平井合理工作制度研究

2.1 合理生产压差研究

水平井具有泄油面积增大、渗流阻力小以及相同产量的情况下同直井相比水平井需要的生产压差更小的特点[5]。因此，应用水平井技术开采厚层边水油藏时可以有效提高其产能，获得理想的经济效益。但是，生产压差过大容易引起水平井的边水突进，最终造成水平井暴性水淹，因此，要确定合理的生产压差，在挖潜增效的同时控制好含水上升速度。

为了确定水平井距离油水界面的平面距离与生产压差的关系（见图3），采用控制部分参数的方法，即保持其他参数不变，改变生产压差和水平井距边水的距离，利用变流体黏度数值模拟模型，分别在距离油水界面100 m、200 m、300 m的位置布水平井，研究不同生产压差与最终累产油、含水的变化关系（见图4、图5）。

图3 水平井距内含油边界的平面距离示意图

图4 水平井累产油与生产压差关系曲线

图5 不同生产压差下水平井含水变化（距内含油边界100 m）

由图4可以看出，距内含油边界100 m、200 m、300 m时水平井的合理生产压差分别为1.0 MPa、1.5 MPa、2.0 MPa，因此，在一定范围内，距离内含油边界的平面距离越远，合理生产压差也越大。由图5可以看出，在一定的压差范围内，生产压差越大，含水上升速度越快，水平井生产压差过大，容易造成边水的推进速度加快，导致水窜。研究结果表明水平井的合理生产压差与水平井的位置有密切关系，实际生产过程中应根据水平井的实际位置来优化水平井的合理生产压差，确保油田的高效开发。

2.2 初期产油量研究

常用边水油藏水平井产能的研究公式和方法的前提假设都是流体的黏度为定值，对于类似A区这种平面上原油黏度变化范围较大的油田，适用性上存在一定的局限性，确定初期合理产量是实现油田长期高产、稳产的前提条件，本文利用变流体黏度数值模拟模型，在已确定的合理生产压差的基础上研究了水平井距油水界面平面距离的大小对水平井合理初期产量的影响（见图6），同时研究了不同初期产量与含水的变化关系（见图7）。

图6 水平井累产油与初期产量的变化关系

图7 不同初期产量下水平井含水变化（距内含油边界100 m）

综合分析图6、图7，得到了水平井距内含油边界距离不同时，水平井的合理初期产能图版，表明对于流体黏度在平面上变化范围很大的油田，在一定范围内，水平井距内含油边界距离越大，水平井合理初期产能也相对越大。

2.3 最大产液量研究

边水油藏进入中高含水期后，提高产液量是延长稳产期、提高油田产量的有效措施。因此确定水平井的最大液量对水平井开发的边水油藏具有重要意义。

本文根据A区相渗曲线变化得到不同黏度下的无因次采液指数曲线（见图8），得到A区水平井最大产液量上限范围为初期产量的3～5.5倍。

为了确定最大产液量，本文根据生产压差与初期产能以及产液量上限范围研究成果，利用变流体黏度数值模拟模型研究水平井距油水界面平面距离的大小对水平井产液量上限的影响（见图9）；同时研究了不同产液量上限与含水的变化关系（见图10）。

图8 A区无因次采液指数曲线

图9 水平井累产油与产液量上限的变化关系

图10 不同液量上限与含水变化关系（距内含油边界100 m）

综合分析图9、图10，得到了水平井距内含油边界距离不同时，水平井的产液量上限图版，表明对于流体黏度在平面上变化范围很大的油田，水平井距内含油边界距离不同时，水平井的产液量上限也是不同的。

3 水体大小敏感性分析

由于该油田A区断块的不封闭性，导致水体大小存在不确定性，也为了确定后期为边水补充能量后对部署水平井的影响，以水平井距内含油边界100 m为例，研究了边水水体能量的大小对水平井的影响（见图11、图12），分析表明，边水水体倍数的大小对水平井见水时间没有太大影响，但是边水能量的大小会影响水平井的最终累产油，也就是说对于边水能量不是特别巨大的边水油藏，开发中后期部署注水井补充边水能量是非常有必要的。

图11 边水水体倍数大小与含水关系

图12 边水水体倍数大小与累产油的关系

4 结论与认识

（1）研究表明，针对边水油藏平面上流体性质变化大的特征，利用变黏度的流体模型，更能反映油藏的实际情况。

（2）研究表明，对于流体黏度在平面上变化范围很大的边水油藏，在一定范围内，水平井距内含油边界距离越大，水平井合理生产压差、初期产能、液量上限也相对越大。另外，对于边水能量不是特别巨大的边水油藏，开发中后期部署注水井补充边水能量是非常有必要的。