庞 伟 （中国石化石油工程技术研究院，北京100101）

陈德春 （中国石油大学（华东）石油工程学院，山东东营257061）

李昌恒 （中国石油长庆油田分公司，陕西西安710021）

姜立富 （中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452）

姚俊涛 （中国石化胜利油田分公司河口采油厂，山东东营257200）

水平井水平段长度优化与分析研究

庞 伟 （中国石化石油工程技术研究院，北京100101）

陈德春 （中国石油大学（华东）石油工程学院，山东东营257061）

李昌恒 （中国石油长庆油田分公司，陕西西安710021）

姜立富 （中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452）

姚俊涛 （中国石化胜利油田分公司河口采油厂，山东东营257200）

针对水平井水平段长度设计的重要性和目前设计方法的局限性，基于CN13－P7井区和BAE901－P1井区的地质资料，利用油藏数值模拟软件CMG建立了三维非均质地质模型，优化了CN13－P7井区蒸汽吞吐开采和BAE901－P1井区常规开采时水平井水平段最优长度，分析了渗透率、地面原油粘度、控制面积、底水等对水平段长度影响的敏感性，建立了CN13和BAE901区块水平井水平段最优长度的回归方程。结果表明，对水平井水平段最优长度影响程度由大到小依次是底水、渗透率、地面原油粘度、控制面积；水平段最优长度回归方程的计算结果与油藏数值模拟结果的平均相对误差分别为2．29%、1．74%、1．66%、2．08%，可用于指导CN13和BAE901区块水平井水平段长度设计，对同类油田具有重要的借鉴作用。

水平井；长度优化；油藏数值模拟；底水；回归方程

水平段长度设计是提高水平井开发效果和效益首先要解决的问题。国内外优化水平井水平段长度的方法主要有7种：以钻井技术为优化目标的定性方法［1］、以产能为优化目标的解析方法［2～4］、以经济效益为优化目标的解析方法［5］、综合考虑产能和经济效益的解析方法［6～8］、以产能和含水率为优化目标的解析方法［9］、以产能为优化目标的电模拟方法［10］、以产能为优化目标的数值模拟方法［11，12］。前6种方法适用于常规类型油藏，对边底水油藏、热采稠油油藏无能为力；数值模拟方法可用来优化边底水油藏、稠油油藏水平井长度，但目前只以单井为研究目标［11，12］却未进行推广，无法提供可供借鉴的定量公式。笔者以CN13－P7井区和BAE901－P1井区为研究对象，利用油藏数值模拟技术，研究了渗透率、原油粘度、控制面积、底水对水平井水平段长度的影响，建立了CN13和BAE901区块水平井水平段最优长度的回归方程，为水平井长度设计提供方法。

1 地质模型的建立与历史拟合

为了对比蒸汽吞吐开采和常规开采油藏时水平井长度设计的异同，分别选取胜利油田CN13区块的CN13－P7井区和BAE901区块的BAE901－P1井区开展对应研究。

CN13－P7井区属于复杂断块高渗底水蒸汽吞吐开采的稠油油藏，控制面积0．12km2，控制储量25．98×104t；油层中深1328m，油层压力13．24MPa，油层温度62℃；砂厚10～40m，平均20．7m；有效厚度5．6～28．7m，平均16m；孔隙度32%～37%，平均33．2%；渗透率（500～1500）×10－3μm2，平均1097×10－3μm2；含油饱和度65%；地面原油密度980kg／m3；平均地面原油粘度4200mPa·s；同层有3口井。

BAE901－P1井区属于岩性构造低粘低渗底水油藏，控制面积0．3km2，控制储量22．5×104t；油层中深2942m，油层压力30．3MPa，饱和压力21MPa，油层温度116．6℃；砂厚0～35m；有效厚度0～15m，平均10m；孔隙度3．9%～23%，平均16．6%；平均渗透率45．27×10－3μm2；含油饱和度58%；地面原油密度893kg／m3；平均地面原油粘度20．8mPa·s；同层有2口井。

采用油藏数值模拟软件CMG的STARS模块建立CN13－P7井区、BAE901－P1井区的三维非均质地质模型。其中，CN13－P7井区X、Y方向网格数分别为26、43，网格长度均为10m，Z方向分5层，合计5590个网格；BAE901－P1井区X、Y方向网格数分别为47、30，网格长度均为20m，Z方向分3层，合计4230个网格。

CN13－P7井区从1995年9月历史拟合到2009年9月；标定储量25．98×104t，数值模拟计算储量26．2×104t，误差0．85%；BAE901－P1井区从2008年12月拟合到2009年9月；标定储量22．5×104t，计算储量23．2×104t，误差3．11%。根据累计产液（油）量、日产油量、含水率等拟合指标修正地质模型。

2 水平井水平段长度优化与敏感性分析

2．1 水平井水平段长度优化

CN13－P7井区水平井注汽强度为11t／m，井口注汽干度为70%，焖井时间为4～5d。油藏数值模拟研究得到CN13－P7井水平段长度与累计产油量关系如图1所示，可看出随水平段长度的增加，累计产油量也在增加，但水平段超过200m后，累计产油量的增加趋于平缓，因此CN13－P7井水平段最优长度（图1中曲线上空心圆圈所对应的长度，下同）为200m。同理，由图2可看出BAE901－P1井的水平段最优长度为350m。

图1 CN13－P7井水平段长度与累计产油量曲线

图2 BAE901－P1井水平段长度与累计产油量曲线

2．2 渗透率敏感性分析

渗透率越高水平井产量会越大，但有底水时，油井见水也越快。图3、4表明：①高渗和低渗油藏水平井，都是渗透率较小时水平段最优长度较长，如CN13－P7井区渗透率由548．5×10－3μm2增大到4388×10－3μm2时，水平段最优长度由250m减小到150m，减幅为40%；②渗透率较小时，渗透率变化对水平段最优长度影响较小，如BAE901井区渗透率由13．58×10－3μm2增大到90．54×10－3μm2时，水平段最优长度由400m减小到360m，减幅10%。

2．3 地面原油粘度敏感性分析

图3 CN13－P7井水平段最优长度对渗透率的敏感性

图4 BAE901－P1井水平段最优长度对渗透率的敏感性

通过改变地面原油粘度大小，进行了地面原油粘度敏感性分析，结果见图5、6。由图5、6可以看出：①原油粘度越低，水平井有效波及体积越大，延缓了见水时间速度，最优水平段长度也越长；②原·增大到8400mPa·s时，水平段最优长度由250m减小到150m，减幅40%；BAE901－P1井区原油粘度由2．08mPa·s增大到312mPa·s时，水平段最优长度由400m减小到200m，减幅50%。

图5 CN13－P7井水平段最优长度对原油粘度的敏感性

图6 BAE901－P1井水平段最优长度对原油粘度的敏感性

2．4 控制面积敏感性分析

通过改变控制面积的大小，进行了控制面积敏感性分析，结果见图7、8。由图7、8可以看出：①控制面积小于蒸汽吞吐井的受效面积或者冷采井波及面积时，控制面积越大，水平井水平段最优长度越大；②由于油井的实际控制面积有限，因此控制面积大于蒸汽吞吐井的受效面积或者冷采井波及面积时，控制面积增加，水平井水平段最优长度不会有明显的变化。

2．5 底水敏感性分析

通过对有底水和无底水情况的研究，进行了底水敏感性分析，结果见图9、10。由图9、10可以看出：①对高粘高渗油藏中的热采水平井（如CN13－P7井），底水的存在对水平段最优长度有相当大影响，一旦局部底水突破，则整个水平段会很快水淹，因此有底水的水平井水平段最优长度远小于没有底水或者底水很弱、离得很远的井；无底水时水平段最优长度是有底水时的2倍左右；②低粘低渗油藏中的冷采水平井（如BAE901－P1井），底水的存在对水平段最优长度影响不大。

3 水平井水平段最优长度方程回归与精度分析

利用正交优化设计方法和油藏数值模拟软件，对有无底水两种情况进行计算，并对油藏数值模拟结果进行回归，回归方程为：

图7 CN13－P7井水平段最优长度对控制面积敏感性

图8 BAE901－P1井水平段最优长度对控制面积敏感性

图9 CN13－P7井有无底水时水平段最优长度

图10 BAE901－P1井有无底水时水平段最优长度

CN13区块有底水时：

式中，Lopt为水平段最优长度，m；X＝K为渗透率，10－3μm2；μo为原油粘度，mPa·s。

CN13区块无底水时：

BAE901区块有底水时：

BAE901区块无底水时：

各回归方程的精度见表1、2。

表1 CN13区块水平井水平段最优长度回归方程的精度

4 结论

1）水平井水平段长度增加，累计产油量也会增加；但是到一定长度之后，增加趋势会减弱甚至不增加，故存在最优水平段长度；CN13－P7井和BAE901－P1井水平段最优长度分别为200、350m。

2）对CN13－P7井和BAE901－P1井水平段最优长度影响程度由大到小依次是底水、渗透率、地面原油粘度、控制面积；无底水时高粘高渗油藏水平井水平段最优长度能达到有底水时的2倍，渗透率、原油粘度对高粘高渗油藏和低粘低渗油藏都有显著的影响，控制面积小于水平井的受效面积（波及面积）时对水平井最优长度有明显影响，而大于后则影响很小。

3）应用正交设计方法和油藏数值模拟软件，研究了CN13区块和BAE901区块不同渗透率、原油粘度和有无底水时水平井水平段最优长度；应用DPS软件回归了最优长度与渗透率和粘度的二元三次方程，方程精度高，可用于指导水平井长度设计，研究方法和结果对同类区块具有借鉴意义。

表2 BAE901区块水平井水平段最优长度回归方程的精度

该文系中国石化胜利油田分公司资助项目“水平井完井技术参数敏感性研究”（编号：57－2008－js－00040）产出论文。

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［2］范子菲，方宏长，俞国凡．水平井水平段最优长度设计方法研究［J］．石油学报，1997，18（1）：55～62．

［3］李积永，张玉敏，李赟．X油田Es31底水油藏水平井设计优化［J］．石油天然气学报，2009，31（1）：296～297．

［4］柳毓松，廉培庆，同登科，等．利用遗传算法进行水平井水平段长度优化设计［J］．石油学报，2008，29（2）：296～299．

［5］陈要辉，闫铁，刘颖，等．水平井水平段合理长度经济评价研究［J］．天然气工业，2006，26（8）：151～153．

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［11］叶成林．苏里格气田水平井参数优化及效果评价［J］．石油天然气学报，2012，34（1）：107～110．

［12］崔传智，赵晓燕．底水油藏水平井产能预测模型研究［J］．石油天然气学报，2007，29（3）：131～135．

［编辑］ 萧 雨

TE355．6

A

1000－9752（2012）07－0119－06

2011－12－20

庞伟（1983－），男，2007年中国石油大学（华东）毕业，硕士，工程师，现主要从事水平井完井、测试和油藏模拟方面的研究。