張博，馬棟，李揚，何芬，王龍

(中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300459)

我國海上油田多為邊底水廣泛發(fā)育的輕質油藏，多年開發(fā)實踐證明：采油井常因未合理避射而引起投產后邊底水快速推進，導致含水率快速上升，進而降低單井產油量[1,2]。針對上述問題，本文選取海上實際油田參數，以數值模擬為主要手段，研究了采油井與水平方向含油邊界、垂直方向油水界面的距離以及產層厚度、儲層原油黏度、儲層滲透率非均質性等因素對制定避射方案的影響[3,4]，并形成了一套海上薄油層單井避射圖版，為制定該類儲層避射方案提供了依據。

1 油藏基本特征

D油田位于渤海海域南部，油田開發(fā)范圍內平均水深21.2 m，油藏埋藏深度1600 m，其儲層具有縱向層數多，單層薄，邊底水能量發(fā)育的特點。儲層平均孔隙度29.8%，平均滲透率520.2 mD，為高滲透率高孔隙度儲層；儲層內原油黏度1.26～4.82 mPa·s，地面原油密度0.842～0.898 g/cm3，屬于輕質油藏，如圖1所示。

圖1 D油田含油面積

2 數值模擬模型的建立

應用油藏數值模擬手段，選取D油田動靜態(tài)參數，采用法國斯倫貝謝公司的PETREL-RE軟件構建該油田實際地質模型進行模擬計算，如圖2所示。該區(qū)塊在縱向上層數較多，為精細表征底水侵入的效果，縱向網格尺寸為1 m，平面網格尺寸為20 m，模擬網格總數為198×368×36=3029286個，油藏設置邊底水，水體規(guī)模為5倍水體，流體相滲曲線、PVT曲線等均采用該油田實際資料，在油田不同部位布井，并設置不同的射孔方案，以模擬不同的生產條件，研究不同方案下的累積產油量和見水時間。

圖2 D油田數值模擬模型

本次研究基于上述已建立的模型，開展考慮采油井與油藏水平方向含油邊界距離、垂直方向油水界面距離以及產層厚度、儲層原油黏度、儲層滲透度非均質性等因素對油藏細分層系開發(fā)、合理避射方案制定的影響[5,6]。

3 單井避射方案影響因素研究

3.1 采油井與油藏水平方向含油邊界距離

海上油田開發(fā)實踐表明，未經優(yōu)化而全層段射開的采油井常因邊水突破過快而產生“指進現象”，進而影響油田開發(fā)效果[7]。通過數值模擬計算得出在采油井與油藏水平方向含油邊界的距離為40，70，100，130，160 m這5種參數下[8]，避射厚度與單井累產油量的關系，如圖3所示。由研究結果可知：對于此類輕質薄油層，當采油井與油藏水平方向含油邊界的距離大于等于130 m時，不避射情況下的累產油量最高，采油井無需避射。當采油井與油藏水平方向含油邊界的距離小于130 m時，最佳避射厚度隨采油井與油水邊界距離的減少而增加。

圖3 累產油與避射厚度關系(水平方向不同距離)

3.2 采油井與油藏垂直方向油水界面距離

在采油井與油藏水平方向含油邊界距離小于130 m的情況下，先后對采油井與油藏垂直方向油水界面距離為0,1,2,3,4,5 m共6種參數情況下的不同避射厚度單井開發(fā)效果開展研究[7](見圖4)。由研究結果可知：當采油井與油藏垂直方向油水界面距離大于等于3 m時，單井不避射情況下的累產油量最高，此類采油井無需避射。當采油井與油藏垂直方向油水界面距離小于3 m時，最佳避射厚度隨著采油井與垂直方向油水界面距離的減少而增加。

圖4 累產油與避射厚度關系(垂直方向不同距離)

3.3 產層厚度

由于海上邊底水油藏多具有縱向產油層層數多、單層厚度薄且呈非韻律式分布的儲層形態(tài)，因此此類油田開發(fā)中后期極易見底水?；谝陨峡紤]，需開展針對產油層射孔下限研究。本研究設置D油田模型中2，3，4，5，6 m等5種厚度的底部儲層[7]，數值模擬結果表明，當底部儲層厚度小于等于3 m時，不論以任何厚度的避射方案開發(fā)，均會出現底水的快速推進(見圖5)，單井投產開發(fā)3個月左右即進入高含水階段(含水率達80%)，井控范圍內的最終采收率不足4%，此開發(fā)效益低于當前海上油田經濟極限值。且結合實際油田開發(fā)經驗[8]，單層短時間內含水不僅具有低經濟效益，同時還會影響同井不同層段的高產出層開采效果。因此，底水油藏內小于等于3 m的底部儲層不建議射開，不具備開采價值。

圖5 在不避射方案下的不同底部儲層厚度與采收率關系

3.4 儲層原油黏度

結合海上D油田所在的我國渤海南部海域油藏流體物性特征，設置6組地層原油黏度進行數值模擬研究，分別為2，5，10，15，20，30，40 mPa·s[9](見圖6)。研究結果表明，各黏度條件下均存在最優(yōu)避射厚度，地層原油黏度越低，產層所需的避射厚度越小。綜合各組研究結果，當原油黏度小于5 mPa·s時，最佳避射厚度為3 m；當原油黏度在10～20 mPa·s范圍內時，最佳避射厚度為4 m；當原油黏度在30～40 mPa·s范圍內時，最佳避射厚度為5 m。結合當前渤海南部已投產輕質油藏開發(fā)的規(guī)律與認識[10]，此套避射方案符合海上油田開發(fā)經驗。

圖6 不同原油黏度下儲層累產油量與避射厚度關系

3.5 儲層滲透率非均質性

由于海上油田儲層常具有縱向韻律差異性強、不同產層之間滲透率極差大的特點，本文進行高滲透率單層開采與單井多層全射開合采方案下的采油指數對比(見圖7)。研究結果顯示，當儲層內滲透率極差小于7.0時，各產層之間干擾現象明顯降低。同時，開展海上不同儲層極差下的多產層油藏采用合采與分采方案產生的不同開發(fā)效果研究，進而論證在不同滲透率非均質性儲層條件下的最優(yōu)射孔模式(見圖8)。

圖7 不同開采方式下滲透率極差對單井采油指數的影響

圖8 滲透率極差對不同開采方式下單井采出程度的影響

圖9 渤海D油田中輕質油藏射孔方案圖版

對于相對低滲儲層(滲透率小于100 mD)，分采方案開發(fā)效果好于合采方案；而當滲透率高于150 mD時，合采方案的開發(fā)效果好于分采方案。因此，對于多薄層油藏的射孔方案制定，需結合儲層特征，避射部分滲透率較低的油層，并保障同防砂段內的滲透率極差不宜過大，控制在7.0以內，從而降低層間干擾，最大程度釋放油藏產能。

4 海上薄油層單井避射圖版的建立

基于上述研究，選取儲層原油黏度小于5 mPa·s的海上薄油層為研究對象[11]，通過系統研究形成一套海上薄油層單井避射圖版(見圖9)。由圖版可知，當采油井與油藏水平方向含油邊界距離大于等于130 m時，不需要進行避射；當采油井與油藏垂直方向油水界面距離大于等于3 m時，也不需進行避射。

圖10 油水過渡帶油井開采

在采油井與油藏水平方向含油邊界距離小于130 m時，且采油井與油藏垂直方向油水界面距離小于3 m的情況下，當油井最底部產層與油水界面距離為1 m時，合理避射厚度為2 m；當油井最底部產層與油水界面距離為2 m時，合理避射厚度為1 m。同時，考慮海上油田經濟極限值[8,12]，建議不射開油井最底部厚度小于3 m的儲層，避免影響同井筒內其他產層的產油能力。

5 合理避射圖版的礦場應用

基于上述研究，將海上輕質油藏薄油層合理避射圖版應用到渤海D油田底水儲層K區(qū)塊開發(fā)井射孔方案設計中，指導油田投產前對5口井合理細分開發(fā)層段界限，保障油田K區(qū)塊順利投產、高效開發(fā)。由投產后K區(qū)塊生產曲線可見，該區(qū)塊在相對較高采油速度下(4.2%)，5口采油井生產平穩(wěn)，含水率、氣油比、產油量都較為穩(wěn)定，投產后保持無水采油期長達7個月(見圖10)，特別是油水過渡帶附近的油井，含水上升也較為平緩。由此可見，本研究所形成的圖版在K區(qū)塊得到了較好應用，圖版對于同類油藏新井的射孔方案制定具有指導意義。

6 結論

(1)對于海上輕質油藏，當采油井與油藏水平方向含油邊界的距離小于130 m時，最佳避射厚度隨采油井與油水邊界的距離的減少而增加；當采油井與油藏垂直方向油水界面距離小于3 m時，最佳避射厚度隨著采油井與垂直方向油水界面距離的減少而增加；小于等于3 m的底水油藏底部儲層不建議射開。

(2)對于輕質油藏，當原油黏度小于5 mP·s時，最佳避射厚度為3 m；當原油黏度在5～15 mPa·s范圍內時，最佳避射厚度為4 m；當原油黏度在20～30 mPa·s范圍內時，最佳避射厚度為5 m。

(3)對于平均滲透率小于100 mD的儲層，推薦采用合采方案；對于滲透率大于150 mD的儲層，推薦采用分采方案，避射相對低滲透的儲層，并將各防砂段內滲透率極差控制在7.0以下。

(4)建立了海上輕質油藏薄油層合理避射圖版，指導了渤海D油田K區(qū)塊射孔方案實施，無水采油期長達7個月。該圖版可用于指導類似油田的射孔方案。