袁忠超 王磊 李 娜 朱国金 田 冀 谭先红

(中海油研究总院， 北京 100028)



边水稠油油藏多元热流体吞吐生产特征及治理措施研究

袁忠超 王磊 李 娜 朱国金 田 冀 谭先红

(中海油研究总院， 北京 100028)

随着水平井距内含油边界距离逐步缩短，A油田南区含水率上升速度逐步加快，开发效果变差，但地层能量尚能得到有效补充。为进一步改善A油田多元热流体吞吐开发效果，提出了优化热采井距边水距离、确定纵向布井位置及实施边部提液等治理措施。数值模拟结果表明，A油田水平井距内含油边界应在240 m以上，水平井布井位置应在油层中部，一线吞吐井提液量为100 m3/d。

边水；稠油；多元热流体吞吐；生产特征；治理措施

1 生产特征分析

截至目前，渤海A油田南区已有17口井完成了第一轮吞吐开发，有6口井进入了第二轮吞吐阶段。根据含水率的大小可将热采井划分为无水侵型、弱水侵型、强水侵型。其中，无水侵型未受到边水作用的影响，表现为纯弹性开发，地层能力下降较快，含水率较低；强水侵型受边水影响较大，在边水的作用下地层能量恢复较快，一旦边水突破后，含水上升较快，综合含水率较高，开发效果较差；弱水侵型介于无水侵与强水侵之间，含水率中等，地层能量能得到一定程度的补充，开发效果较好。为了分析边水作用对热采吞吐井开发效果的影响，对距边水距离不同的3口热采典型井进行统计。表1所示为热采典型井开发效果统计表。

表1 热采典型井开发效果统计表

1.1 含水率变化规律

由于油水流度比相差较大，水相流动能力较强，边水作用会造成热采吞吐井含水率快速上升。随着水平井距内含油边界距离的缩短，其含水率上升速度加快，见水时间缩短，开发效果变差。B1h井第1、2靶点距内含油边界均达700 m以上，目前含水率仅14.2%，属于无水侵型。B2h井第1、2靶点距内含油边界均在300 m以上，目前含水率为40.4%，相比B1h井有所升高，属于弱水侵型。B3h井虽然处于油藏高部位，但其第2靶点距内含油边界仅130 m，第一轮后吞吐结束时含水率高达81.6%，分别比B1h井、B2h井高出67.4%、41.2%，已进入中高含水期，属于强水侵型，开发效果较差。图1 所示为3口井距内含油边界距离与含水率变化规律。

图1 3口井距内含油边界距离与含水率变化规律

1.2 井底流压变化规律

边水的存在虽然可导致含水率上升，但同时也可为多元热流体吞吐提供天然能量，补充地层压力，从而改善开发效果。图2所示为3口井距内含油边界距离与井底流压变化规律。随着距内含油边界距离的缩短，热采井得到边水的能量供给越充足，井底流压下降速度减缓。B3h井距离边水最近，其井底流压保持效果最好，比B1h井、B2h井分别高出约4.1、3.2 MPa。地层能量得到有效补充，将在一定程度上改善以衰竭为主的多元热流体吞吐开发效果。B3h井在边水突破前其日产油水平高于B1h井和B2h井。图3所示为3口井距内含油边界距离与日产油量变化规律。图4所示为3口井距内含油边界距离与累计产油量变化规律。

1.3 产油量变化规律

由图1及图2可知，边水的存在既可加快含水上升速率，也可补充地层能力。综合考虑含水率及地层能量补充，应确定一个距内含油边界的最优距离。距内含油边界300 m处的水平井B2h井含水率上升适中，能量得到有效补充，日产油水平保持较好，累计产油量最高。B2h井第1年累计产油量为1.7×104m3，目前累计产油量约4.9×104m3，开发效果最好；B1h井第1年累计产油量为1.4×104m3，目前累计产油量为3.8×104m3，开发效果次之；B3h井第1年累计产油量为1.0×104m3，目前累计产油量仅为2.9×104m3，开发效果最差。对于边水稠油油藏多元热流体吞吐开发，应合理优化水平井距内含油边界距离，改善开发效果。

图2 3口井距内含油边界距离与井底流压变化规律

图3 3口井距内含油边界距离与日产油量变化规律

图4 3口井距内含油边界距离与累计产油量变化规律

2 治理措施研究

2.1 建立模型

根据渤海A油田南区油藏特点建立数值模拟模型，模型采用直角坐标系。吞吐井为水平井，岩石和流体参数根据油田实际提供的参数来取值，部分热物性参数取自相似油田实验值。表2 所示为模型基本参数。

综上所述:对急性轻度脑梗死患者实施氯吡格雷联合阿司匹林治疗具有显著的临床效果,用药后可有效改善患者神经功能,患者预后更好。

根据基础参数建立理论模型，共部署3口水平热采井。图5所示为3口井水平井距内含油边界距离示意图。

表2 模型基本参数

图5 3口井水平井距内含油边界距离示意图

2.2 优化距内含油边界距离

设置一线水平井距内含油边界距离，分别为80、120、160、200、240、280、320 m。 若距离过小，随着水平井附近的压力不断降低,边水将很快突破到井底,从而导致水平井严重水淹。随着距离的加大，边水突破的速度大幅度减缓。当水平井距内含油边界240 m以上时，边水影响较小，开发效果较好。图6所示为水平井距内含油边界距离对开发效果的影响。

2.3 确定纵向布井层位

由于受N2、CO2等非凝析气体超覆作用的影响，上部储层得到了较好的动用，因此在油层下部部署水平井的效果优于其他部位。但由于边水易沿着底部突进，随着布井层位的下移，见水时间逐渐缩短，因此应根据边水能量对水平井纵向布井层位进行优化。综合考虑见水时间及单井累计产油量，认为油田水平井纵向布井层位应为油层中部。图7 所示为布井层位对开发效果的影响。

图6 水平井距内含油边界距离对开发效果的影响

图7 布井层位对开发效果的影响

2.4 实施边部提液

边部提液是指对位于油水边界附近部位的一线井进行强化排水，实施大泵提液。此过程不但可增加边部井的产油、产液能力，同时还抑制了边水的侵入，降低了内部井的含水上升率。为此设计4个方案，一线井提液量分别设计为0、50、100、150 m3d。

研究表明，随着边部热采井产液量的增加，二、三线热采井含水上升率逐渐降低，见水速度明显放缓。当提液量为150 m3d时，相比原始方案，吞吐8周期后含水率由85.0%下降至51.7%，下降了33.3%。但若提液量过大，将会造成内部井能量供给不足，在一定程度上影响开发效果。因此，本油田一线吞吐井提液量应为100 m3d。图8所示为不同提液幅度下二、三线热采井含水率上升曲线。图9所示为不同提液幅度下二、三线热采井平均单井累计产油量。

图8 不同提液幅度下二、三线热采井含水上升曲线

图9 不同提液幅度下二、三线热采井平均单井累计产油量

3 结 语

随着水平井距内含油边界距离的缩短及含水上升速率的加快，地层压力水平趋好。现场生产表明，当水平井距内含油边界仅130 m时，吞吐第一周期含水率已超过80%(比其他位置高出41.2%～67.4%)，此时的地层压力比其他位置高出3.2～4.1 MPa。

可将 A油田南区热采井划分为无水侵型、弱水侵型及强水侵型3类。弱水侵型热采井距内含油边界在300 m左右时，综合含水率在40%左右，累计产油量最高，开发效果最好；无水侵型热采井距内含油边界远大于300 m，地层能量补充略有不足，综合含水率在15%以下，开发效果次之；强水侵型热采井距内含油边界小于300 m，含水率上升较快，含水率均在80%以上，开发效果最差。

采取优化内含油边界距离、吞吐井纵向布井位置、边部提液等措施可达到稳油控水的目的，在一定程度上改善开发效果。对于本油田，当水平井距内含油边界在240 m以上时，边水影响较小，开发效果较好。水平井布井层位应在油层中部，一线吞吐井提液量应为100 m3d。

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Research on Production Characters and Control Measures of Multi-Thermal Fluid Stimulation for Heavy Oil With Edge Water

YUANZhongchaoWANGLeiLINaZHUGuojinTIANJiTANXianhong

(Research Institute of China National Offshore Oil Corporation, Beijing 100028, China)

The production data of Bohai A Oilfield shows that with the shortening of the distance between horizontal well and edge water, the increase of water cut speeded up and the development effect decreased. But the formation energy is effectively supplemented, so it can guarantee the development result. In order to improve the effect of thermal recovery of A Oilfield, some control measures such as optimizing distance of the distance between horizontal well and edge water, well longitudinal position and increasing liquid for edge well were put forward. The numerical simulation results show that for A Oilfield, the optimal distance between horizontal well and edge water should be more than 200m; longitudinal position for horizontal well should be in the middle of the reservoir and the quantity of increasing liquid for edge well is 100 m3/d.

edge water; heavy oil; multi-thermal fluid stimulation; production character; control measure

2016-10-24

国家科技重大专项“海上稠油热采技术”(2011ZX05024-005)

袁忠超(1985 — )，男，工程师，研究方向为海上油气田开发。

TE345

A

1673-1980(2017)02-0025-04