婁小娟

中國石油大港油田分公司勘探開發(fā)研究院 （天津 300280)

0 引言

W油田是受反向正斷層控制的斷鼻構(gòu)造油田，油藏埋深為950～1 100 m，含油面積為5.4 km2，儲層孔隙度為19.4%，滲透率為239.8×10-3μm2，地層原油黏度為57.5 mPa·s，是一個中孔、中高滲的小型稠油油藏；邊水發(fā)育，水體面積為含油面積的21倍，天然能量充足。2010年投產(chǎn)至今，主要依靠天然能量開發(fā)，截至目前采出程度為3.5%，采油速度為0.38%，綜合含水率為33.5%。

W油田主要依靠邊水能量開發(fā)，由于油水黏度比大，邊水極易突進(jìn)，造成低部位油井“采出程度低、含水率高”。油田整體單井有效控制面積小，水驅(qū)波及系數(shù)低，具有“有油采不出”的開發(fā)特征。

W油田的實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)顯示，單井的水淹程度受構(gòu)造位置影響較大；低部位油井進(jìn)入高含水階段，中高部位油井仍處于中低含水階段，單井含水率和與邊水距離相關(guān)性較大。因此，開展單井合理液量與邊水的距離研究，對延緩邊水推進(jìn)，提高邊水波及系數(shù)具有重要意義。

1 單井液量優(yōu)化方法

傳統(tǒng)的單井配產(chǎn)方法，一般采用無因次采油采液指數(shù)曲線進(jìn)行配產(chǎn)，單井鉆遇的有效厚度為影響產(chǎn)液量的主要因素，忽略構(gòu)造位置對單井產(chǎn)量的影響，不符合W油田的生產(chǎn)實(shí)際情況，無法滿足W油田這類邊水稠油油藏的開發(fā)需求，需根據(jù)油藏的實(shí)際生產(chǎn)情況，得到考慮單井位置的適合W油藏的單井液量優(yōu)化方法，滿足油藏的開發(fā)需求。

1.1 計(jì)算方法

以主力地層NmII-1層為例，建立精細(xì)地質(zhì)模型（圖1），水體體積為含油面積的21倍，模型網(wǎng)格數(shù)125×69×1，取典型井X1-8井，開展小型邊水稠油油藏合理單井產(chǎn)液量與邊水距離的研究[1-2]。

圖1 X油田主力層構(gòu)造模型

當(dāng)X1-8井距離邊水410 m時(shí),對單井逐步實(shí)施提液措施，單井累產(chǎn)油曲線如圖2所示。結(jié)果顯示：隨著單井日產(chǎn)液量的增加，累產(chǎn)油出現(xiàn)先增加后降低的現(xiàn)象，即對于W油田這種小型邊水稠油油藏，當(dāng)單井生產(chǎn)液量低于合理單井液量時(shí)，提液為有效的增產(chǎn)方式；當(dāng)單井生產(chǎn)液量高于合理單井產(chǎn)液量時(shí)，提液不僅造成設(shè)備浪費(fèi)，更會引起累產(chǎn)油量下降，造成直接經(jīng)濟(jì)損失。因此合理計(jì)算稠油油藏的單井產(chǎn)液量尤為重要。

圖2 日產(chǎn)油量與累產(chǎn)油的關(guān)系曲線

圖3 不同位置下日產(chǎn)油量與累產(chǎn)油曲線

表2 單井合理產(chǎn)液量和與邊水距離統(tǒng)計(jì)表

圖4 合理液量和與邊水距離曲線

模擬X1-8井與邊水距離不同位置時(shí)，合理單井液量的大小。當(dāng)單井距離邊水分別為158 m、230 m、266 m、316 m、410 m、536 m時(shí)，對單井實(shí)施提液措施，累產(chǎn)油曲線如圖3所示；得到距邊水不同位置時(shí)，單井的合理液量（表1）；對單井合理液量和與邊水距離進(jìn)行回歸（圖4），得到單井合理產(chǎn)液量和與邊水距離的計(jì)算公式（1）。

1.2 實(shí)際應(yīng)用

W油田主力層NmII-1小層目前鉆遇8口生產(chǎn)井，根據(jù)生產(chǎn)計(jì)劃，采用傳統(tǒng)無因次采油采液指數(shù)對該層單井進(jìn)行配產(chǎn)，計(jì)算單井日產(chǎn)液量4 m3，NmII-1小層整體日產(chǎn)液量32 m3。

采用公式（1）計(jì)算各單井合理日產(chǎn)液量，詳見表2，根據(jù)計(jì)算的單井合理液量得到各單井的產(chǎn)量系數(shù)，根據(jù)各單井產(chǎn)量分配系數(shù)對NmII-1小層日產(chǎn)液量32 m3的產(chǎn)量計(jì)劃進(jìn)行分配，優(yōu)化單井日產(chǎn)液量[3-4]。

表2 單井合理日產(chǎn)液量優(yōu)化數(shù)據(jù)表

2 應(yīng)用效果

對2種配產(chǎn)方式投產(chǎn)10年后的開發(fā)效果進(jìn)行對比，主力層位累產(chǎn)油及含水率曲線如圖5所示。方案實(shí)施10年后，優(yōu)化后累計(jì)產(chǎn)油4.17×104m3，比傳統(tǒng)的配產(chǎn)方式累計(jì)增油0.23×104m3，采出程度提高0.9個百分點(diǎn)；同期綜合含水率最高相差17個百分點(diǎn)，含水上升速度降低，很好地抑制邊水推進(jìn)，對W油田這類小型稠油邊水油藏，有明顯的增產(chǎn)效果[5]。

圖5 方案實(shí)施10年后曲線對比

3 結(jié)論與認(rèn)識

小型稠油油藏的開發(fā)面臨著成本高、增產(chǎn)效果不明顯等問題，措施的實(shí)施有一定的局限性。產(chǎn)液量優(yōu)化具有成本低、易操作的特征，是小型稠油油藏可實(shí)施的重要增產(chǎn)措施。

1）邊水是影響稠油邊水油藏開發(fā)效果的重要因素，減緩邊水推進(jìn)速度，能有效改善稠油邊水油藏的開發(fā)效果。

2）采用傳統(tǒng)配產(chǎn)與油藏實(shí)際情況相結(jié)合的方式，用產(chǎn)量系數(shù)的方法合理優(yōu)化單井產(chǎn)量，能有效抑制邊水推進(jìn)速度，采出程度提高0.9個百分點(diǎn)，是W油田小型稠油邊水油藏的有效增產(chǎn)方式。