气顶边水油藏水平井垂向位置优化研究

房 娜，刘宗宾，祝晓林，王欣然，宫平志

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

0 引 言

气顶边水油藏油气水三相共存，气驱、弹性驱、边水驱3种驱动类型共同作用，流体界面运移规律非常复杂，开发过程中既要合理利用气顶和边水能量，又要防止油井过早气窜、水锥。理论及矿场实践证实，采用水平井开发该类油藏要远远好于定向井，因此，合理部署水平井垂向位置对于提高此类油藏开发效果非常重要[1-9]。目前国内外学者针对水平井垂向位置的研究主要采用临界产能法，该方法主要考虑油水密度差、油气密度差以及垂向渗透率等因素对水平井垂向位置的影响，忽略了气顶、边水和地层压力的影响，此外对于水平井垂向位置的优化往往是定性认识，缺少定量结论[10-15]。因此，采用物质平衡方法，建立了不同气顶指数和水体倍数下流体界面运移数学模型，分析了不同气顶、水体能量组合下油气界面和油水界面运移规律，在此基础上考虑不同开发阶段油气界面和油水界面变化，绘制不同地层压力下合理垂向位置优化图版，指导了该类油藏在不同开发阶段开发井的实施和部署。

1 油田概况与开发难点

锦州A油田位于渤海辽东湾海域(图1)，其中，古近系沙河街组沙二段I油组为典型的大气顶、窄油环、弱边水砂岩油藏，油环跨度为300～400 m，油柱高度为28～60 m，气顶指数主要为1.0～3.0，水体倍数为5～15。考虑到该类油藏油环跨度较窄，油柱高度较小，气顶能量较强，采用定向井开发极易造成油井过早气窜、水淹，采收率较低。为增加油环的泄油面积，充分利用气顶和边水能量，提出了水平井部署的新模式，即采用水平井平行流体界面的模式衰竭开发该类油藏[16-29](图2)。

图1 锦州A油田大气顶油藏A井区平面图

一次井网共设计水平采油井22口，于2009年投产，水平井垂向位置位于油柱高度的下1/3左右。油井投产后表现出以下特征：①初期产量高、自然递减率大，年自然递减率达到30%左右；②油井整体以气窜为主，含水率较低，全油藏平均生产气油比为751 m3/m3，含水率为12.5%。证实了气顶能量较为充足，边底水发育较为局限。

图2 水平井平行流体界面开发模式

为满足海上高速高效开发的需求，最大化释放油田产能，2015年开始计划对大气顶油藏实施加密调整方案。方案共设计加密水平井16口，加密后油井井距由600 m减至350 m，单井控制石油地质储量由75×104m3减至35×104m3。考虑到方案实施前全油藏采出程度达到20.0%以上，部分油井气窜、水锥规律复杂，加密调整方案的实施面临以下难点：①气顶边水油藏油气水三相共存，驱替规律复杂，动态油气界面和油水界面识别难度大；②不同井区以及同一井区不同油井由于气顶和水体能量的差异，随着开发的进行，油气界面和油水界面出现不同程度的运移，剩余油刻画难度大。因此，急待认清该类油藏流体界面运移规律，指导不同开发阶段水平井垂向位置的优化。

2 油藏工程评价模型

2.1 流体界面运移模型的建立

首先对油藏工程方法做出以下假设：物质平衡方程为零维，即油藏动态指标代表的是油藏平均指标；开采过程假定为等温开采；考虑油气水及岩石的压缩性；渗流介质为多孔介质且各向同性；油气水三相之间在任一压力下均能在瞬间达到平衡。

任一时刻，气顶气体积相对于原始条件下的改变量可表示为气顶部分弹性膨胀量与气顶气采出量之差，即：

(1)

式中：ΔVg为地层压力为p(MPa)时气顶气体积相对于原始条件下的改变量，m3；m为气顶指数；N为油环在标准条件下的石油地质储量，m3；Boi为原油在原始地层压力pi(MPa)下的体积系数，m3/m3；Bg为气体在压力为p时的体积系数，m3/m3；Bgi为气体在pi下的体积系数，m3/m3；Cw为水体的压缩系数，MPa-1；Cf为孔隙的压缩系数，MPa-1；Swc为束缚水饱和度；Ng为标准状态下的累计产气量，m3；Δp为原始地层压力pi与目前地层压力p的差值，MPa。

假设气侵平均面积为A1(m2)，则油气界面运移距离为：

(2)

式中：hog为地层压力为p时油气界面运移距离，m。

对于弱边水，天然水侵量可以表示为与时间无关的函数：

We=Vpw(Cw+Cf)Δp

(3)

Vpw=nNBoi/(1-Swc)

(4)

式中：We为天然水侵量，m3；Vpw为天然水域的地层孔隙体积，m3；n为水体倍数。

假设水侵平均面积为A2(m2)，则油水界面运移距离为：

(5)

以A油田实际数据为例，该油田原始地层压力为16.5 MPa，油藏温度为60 ℃，束缚水饱和度为40%，岩石压缩系数为0.000 4 MPa-1，地层水压缩系数为0.000 6 MPa-1，不同井区气顶指数为1.0～3.0，水体倍数为5～15。原始状态下原油体积系数为1.342，天然气体积系数为0.006 13，平均单井控制石油地质储量为45×104m3。

根据锦州A油田气顶指数和水体倍数变化范围，气顶指数分别取3.0、2.0、10，表征气顶能量大、中、小。水体倍数分别取值15、10、5，表征水体能量大、中、小，根据式(2)和式(5)，分别计算油气界面和油水界面运移速度，并结合产液剖面测试资料，验证该方法的有效性(图3)。由图3可知，油气界面和油水界面的运移速度分别随气顶指数和水体倍数的增加呈线性增加，且油气界面的运移距离为1.50～4.50 m/MPa，单位压降下油水界面运移距离为0.13～0.39 m/MPa，油气界面的运移速度远远大于油水界面的运移速度。对于锦州A油田这种气顶和边水共存的油藏，为充分利用天然能量，使油气界面和油水界面均衡驱替，水平井合理的垂向位置一般位于油环的中下部。

图3 不同气顶能量(水体能量)下流体界面运移速度

2.2 水平井合理垂向位置模型的建立

气顶边水油藏最佳的水平段垂向位置应为气顶和边水同时驱替到水平井井底的距离，在该位置下气顶和边水能量利用最充分，油环原油驱替最均匀，开发效果最好。因此，定义合理的水平段垂向位置距离原始油气界面的距离为hog，距离油水界面的距离为how，则有：

hog+how=H

(6)

式中：H为油柱高度，m。

定义水平井垂向位置距离油气界面和油水界面运移距离的比值为x，即：

(7)

假设内、外油气界面和油水界面移动速度相等，即油气界面和油水界面平行运移，则：

A1=A2

(8)

结合式(2)、(5)、(8)，整理得：

(9)

根据状态方程，Bg可表示为压力的函数，即：

(10)

式中：Z为天然气的压缩因子；t为地层温度，℃。

根据甲烷的压缩因子图版[20]，在地层温度和地层压力变化的范围内，天然气的压缩因子变化幅度较小，取值为0.9。将式(10)带入式(9)，整理得到水平井合理垂向位置为：

(11)

由式(11)可知，水平井合理的垂向位置与气顶指数和水体倍数的比值、地层压力以及岩石和流体的高压物性有关。

2.3 水平段垂向位置优化图版

为了便于分析，定义合理的水平段垂向位置距离油水界面的距离与油柱高度的比值为α，即：

(12)

根据式(11)，考虑锦州A油田实际天然能量变化范围和地层压力情况，绘制m/n分别为0.1、0.2、0.3时，不同地层压力下的水平井合理垂向位置图版(图4)。由图4可知：当地层压力为16.0 MPa、m/n=0.1时，α=0.50；当地层压力为16.0 MPa，m/n=0.3时，α=0.25，即气顶指数越大，水体倍数越小，水平井合理的垂向位置越靠近油水界面。当地层压力为16.0 MPa，m/n=0.2时，α=0.34；当地层压力降至13.0 MPa，m/n=0.2时，α=0.25，即随着地层压力的下降，合理的水平井垂向位置不断下移。这是由于随着地层压力的不断下降，气顶气的膨胀速度远远大于边水的侵入速度，由于油气界面和油水界面运移速度的差异，导致不同的开发阶段部署水平井时，合理的水平井垂向位置应不断下移，油气界面和油水界面才能均衡驱替，使采出程度最大化。

图4 不同气顶边水能量组合下水平段合理垂向位置

3 方法评价

为评价上述方法的有效性，结合锦州A油田实际储层、井网参数，应用PETREL软件建立地质模型，并转化为Eclipse能够运行的油藏模型。模型网格数为36×42×20=30 240，网格步长为40 m×40 m×2 m，地层倾角为10 °。共设计3口水平采油井平行流体界面开发，井网呈排状结构，其中，1井和2井为基础井网，3井为后期加密井网。地下原油黏度为3.0 mPa·s，地层水黏度为0.5 mPa·s，相对渗透率曲线及PVT等参数选取油田实测值。设计水平井垂向位置分别为0.1、0.2、0.3、0.4、0.5，以采收率最大化为优化目标，共设计2组优化方案。为明确地层能量对水平井垂向位置的影响，方案1设计m/n分别为0.1、0.2、0.3，优化原始地层压力下水平井(1井和2井)合理的垂向位置。为明确地层压力对水平井垂向位置的影响，方案2设计地层压力分别为原始地层压力的90%、80%、70%，m/n为0.2条件下，研究加密井(3井)合理的水平段垂向位置。

对数值模拟法和油藏工程法结果分析(表1)。由表1可知，建立的油藏工程评价模型结果与数值模拟法结果相近，准确度高，可操作性强。

表1 水平井垂向位置优化结果及对比

4 实例应用

为最大化提高大气顶油藏储量动用程度，提高该类油藏开发效果，2015年9月开展加密调整方案研究。以A井区加密井为例，A井区气顶指数为2.5，水体倍数在12倍左右。目前该井区共有老井7口，单井平均日产油为30 m3/d，平均气油比约为800 m3/m3，处于气油比快速上升阶段。A井区目前采出程度为6.5%，单位采出程度下压力下降0.1～0.2 MPa，天然能量充足。N01H井由于没有考虑流体界面的运移，水平井垂向位置与周边老井相当，位于油柱高度的下1/3处。油井投产后日产油低于40 m3/d，气油比高达600 m3/m3，随着开发的进行，呈现油井产量快速递减、气油比快速上升的特征(图5)。结合上述研究成果，分析认为该区块目前油气界面较原始油气界面下移12 m，油水界面较原始油水界面仅上移1 m，剩余油主要分布在油柱高度的下半段。因此，根据目前油气界面和油水界面对后续加密水平井垂向位置重新优化，将水平井部署在油环的下1/5～1/4处。以N05H井为例，设计水平井垂向位置为1 634～1 635 m，考虑油气界面和油水界面差异化运移后，将该井垂向位置较设计阶段下调5～6 m，部署在油环高度的下1/4左右。该井投产后日产油达到80 m3/d，气油比控制在200 m3/m3，生产效果良好。

图5 N01H井日产油与气油比

图6 N05H井日产油与气油比

基于以上研究成果，锦州A油田大气顶油藏在开发中后期共成功实施14口加密调整井，调整井平均日产油达到78 m3/d，平均生产气油比为253 m3/m3，产能为周边老井的2.1倍。在目前大气顶油藏采出程度为26.7%的情况下，气油比维持在500 m3/m3以内，预计加密区提高采收率6.8个百分点。

5 结论与认识

(1) 基于物质平衡方法，考虑气顶和边水的共同影响，建立了不同气顶边水能量组合下水平井垂向位置优化的新方法，经矿场实践证实该模型具有较强的适用性。

(2) 对于气顶、边水共存的油藏，油气界面的运移速度远大于油水界面的运移速度，水平井合理的垂向位置一般位于油环的中下部。

(3) 在不同的开发阶段部署调整井时，应考虑油气界面和油水界面运移速度的差异，不断优化调整水平井垂向位置，充分利用天然能量，达到均衡驱替的效果。

(4) 建立了不同开发阶段、不同气顶边水能量组合下，水平井垂向位置的优化图版，该图版有效指导了锦州A油田二期加密方案的实施，预计可提高采收率6.8个百分点。由于该套方法在建立时假设水侵量与时间无关，因此，仅适用于天然水域较小的油藏，对于边底水较为活跃的油藏适用性较差。