多油层油藏均衡开采影响因素分析

黄爱先

（中国石化胜利油田分公司东辛采油厂，山东 东营 257094）

多油层油藏均衡开采影响因素分析

黄爱先

（中国石化胜利油田分公司东辛采油厂，山东 东营 257094）

不均衡开采是多油层油藏开发存在的主要问题。基于油藏渗流模型和井筒流动模型，根据压力的连续性条件，建立了多油层油藏-井筒流动耦合的半解析模型，给出了多层合采直井的产液剖面和压力剖面计算方法，定量计算并分析了井筒压力损失、层间渗透率差异、原油黏度差异、压力差异和层间距离对多层合采直井均衡开采的影响。结果表明：层间压力差异对多油层油藏直井均衡开采的影响最大，在其他参数相同的条件下，层位地层压力越大，相应产量越高，当合采油层间的压力差异大于生产压差时，有可能出现窜流；层间渗透率差异影响次之，在其他参数相同的条件下，各层段的产液量只与层位间的渗透率比值有关，而与渗透率的具体大小无关；层间原油黏度差异相对较小，井筒压力损失的影响可以忽略。该研究对多油层油藏的开发效果预测以及完井方案优化设计具有指导意义。

多油层油藏；多层合采；层间差异；均衡开采；影响因素

0 引言

对于多油层油藏，高渗层与低渗层在吸水能力、水线推进速度、油层压力、采油速度、采出程度、水淹等方面存在层间差异。高渗层由于渗透率高、连通性好、注水效果好、油层压力高，致使高渗层采油速度高，生产井的大部分产量由此层采出；中、低渗层由于吸水能力差、油层压力低，导致采油速度低，油层的生产能力得不到充分发挥［1-7］。此外，高渗层由于吸水能力强，水线前缘很快向油井突进，使得油井过早水淹。不均衡开采是多油层油藏开发存在的主要问题［8］，影响因素有很多［9-10］，包括层间渗透率差异、黏度差异、含水率差异、压力差异和井筒压力损失等。目前，关于这些因素的影响规律以及影响程度的认识还不全面，本文拟在多油层油藏-井筒耦合模型的基础上，开展多油层油藏均衡开采影响因素定量分析，从而为多油层油藏的开发效果预测以及完井方案设计提供依据。

1 多油层油藏-井筒耦合模型

将射孔段划分为n个长度为ΔL的井筒单元，从距井口最近的单元开始，依次从1到n编号。

根据油藏渗流模型，对每个井筒单元可建立其产量与生产压差之间的关系式［11-12］：

式中：Δpr，i为第i个井筒单元的油藏渗流压降，Pa；PIi为第i个井筒单元的采油指数，m3/（d·MPa）。

基于流体压力的连续性，有［13］

式中：pe为初始油藏压力，Pa；pw，i为第i个井筒单元的压力，Pa；Δps，i为由套管射孔完井引起的第i个井筒单元的附加渗流压降，Pa。

根据井筒流动模型，各井筒单元之间的压力关系可以写为［14］

式中：Δpwi，i+1为流体从第i+1个井筒单元流到第i个井筒单元过程中产生的压降，Pa。

当油井以定产量生产时，有

式中：Q为总产量，m3/d。

当油井以定井底压力生产时，有

式中：pwh为跟端压力，Pa。

式（2）—（5）为多油层油藏-井筒流动耦合的半解析模型，共2n个方程，2n个未知量（Qi，pw，i）。鉴于方程的非线性特征，需采用牛顿迭代法求解。

2 均衡开采影响因素定量分析

一口3层同采直井的分采层位自上而下依次为A1，A2，A3，层段有效厚度 10 m，中部深度分别为1 000，1 020，1 040 m，各层段均完全射开。以层段参数为基础，进行直井分层开采均衡性影响因素研究。层段渗透率1 000×10-3μm2，油井控制半径100 m，井筒半径0.1 m，射孔段井斜角0°，套管外径121.36 mm，套管壁厚9.17 mm，产液量100 m3/d，层段顶部初始压力10 MPa，地层压力系数0.85，地面原油黏度100 mPa·s，井筒混合液密度0.85 g/cm3，含水率0.40，地温梯度3℃/ 100 m，地表温度20℃。对各层段取相同的渗透率、原油黏度和含水率级差，分析各物性参数及压力损失对多油层断块非均质油藏均衡开采的影响规律及大小。

2.1 井筒压力损失

取射孔段长度为100 m。单层开采条件下，射孔段沿程流量和压力分布见图1。从图中可以看出，距离射孔段顶部越近，井筒压力越小，流量越高。其中，井筒压力与至射孔段顶部距离近似呈线性关系，射孔段顶底部的井筒压差约为0.8 MPa。相对而言，比流量沿射孔段变化幅度较小，射孔段顶底部的比流量差仅为0.000 4 m3/（d·m），约为射孔段沿程平均比流量的0.04%。

图1 射孔段沿程流量、压力分布

在射孔段压降中，重力压降最大，约为800 Pa，接近总压降；摩擦压降次之，约为50 Pa；加速压降最小，约为5 Pa。结合图1发现，尽管重力压降很大，但射孔段沿程流量差异很小。这说明在均质油藏中，直井流量均衡性受地层压力变化量和井筒压降共同影响。由于地层压力系数与井筒混合液密度数值相等，所以，井筒摩擦压降是引起直井流量不均衡的主要原因。

油田一般直井射孔段长度不超过几十米，日产量不足100 m3。由上述计算结果可以预测，在油田一般生产条件下，井筒压力损失约为几百帕，远小于一般直井的生产压差。因此，在直井分层开采中，井筒压力损失的影响可以忽略。

2.2 层间渗透率差异

一口2层同采直井的分采层位渗透率分别为K1，K2，相应的产液量分别为Q1，Q2。层间渗透率差异对合采层段产量的影响如图2所示。对于多层合采直井而言，在其他参数相同的条件下，各层段的产液量之比等于各层段的渗透率之比。即在直井总产液量一定的情况下，随着层间渗透率级差的增大，开采均衡性逐渐变差。如果其他参数相同，那么各层段的产液量只与各层间的渗透率之比有关，而与渗透率的具体大小无关。

图2 层间渗透率差异对合采层段产液剖面的影响

2.3 层间原油黏度差异

图3 层间原油黏度差异对合采层段产液剖面的影响

2.4 层间压力差异

一口3层同采直井，从上至下各层段中部深度分别为1 000，1 020，1 040 m。分别取地层压力系数为0.85，1.00，以及压力异常（上、中、下3层的地层压力分别为10.0，11.0，9.5 MPa）3种情况，则层间压力差异对合采层段流量剖面的影响情况如图4所示。

当地层压力系数为0.85时，由重力引起的井筒压力梯度与地层压力梯度抵消，摩擦压降和加速压降是导致射孔段流量剖面不均衡的主要原因。从上到下，射孔段比流量逐渐降低。

当地层压力系数为1.00时，由重力引起的井筒压力梯度小于地层压力梯度。从图中可以看出，各层内的流量剖面基本均衡，而各层间的流量差异较大。从上到下，各射孔段的比流量逐渐降低，上、中、下3层的比流量分别约为3.1，3.3，3.6 m3/（d·m）。这说明，重力压降是导致射孔段流量剖面不均衡的主要原因，而摩擦压降和加速压降的影响相对较小。

当地层压力异常时，由于各层压力差异大于油井生产压差，导致下层流量出现负值，即高压层流体通过井筒向低压层倒灌。

图4 层间压力差异对合采层段产液剖面的影响

2.5 层间距离

取地层压力系数分别为0.85，1.00，层间距离对合采层段产量的影响如图5所示。

图5 层间距离对合采层段产量的影响

地层压力系数为0.85时，地层压力梯度与重力引起的井筒压力梯度抵消，摩擦压降是引起层间流量差异的主要原因，上层产量大于下层产量。层间距离越大，井筒摩擦压降越大，层间的产量差异也越大，相应的不均衡系数也越大。由于摩擦压降与生产压差相比很小，层间产量差异占总产量的比例也很小。当层间距离为200 m时，层间产量差异仅为总产量的0.007 5%，而不均衡系数不到0.000 1，近似为0，开采基本均衡。

地层压力系数为1.00时，地层压力梯度大于重力引起的井筒压力梯度，层间压力差异是引起层间流量差异的主要原因，下层产量大于上层产量。层间距离越大，层间压力差异越大，层间的产量差异也越大，相应的不均衡系数也越大。由于层间压差相对较大，层间产量差异占总产量的比例也较大。当层间距离为200 m时，层间产量差异约为总产量的23%。层间距离对均衡开采的影响在本质上体现在2个方面：一个是井筒摩擦压降，导致上层产量高于下层产量，由于该值与生产压差相比较小，其影响相对较弱；另一个是层间压力差异，导致高压层产量大于低压层产量，地层压力系数越大，层间距离对均衡开采的影响就越大。

3 结论

1）建立了多油层油藏-井筒流动耦合的半解析模型，给出了多层合采直井的产液剖面和压力剖面计算方法。

2）获得了井筒压力损失和层间差异对直井开采均衡性影响规律的定量认识。总的来说，层间压力差异对多油层油藏直井均衡开采的影响最大，层间渗透率差异影响次之，层间原油黏度差异相对较小，井筒压力损失的影响可以忽略。

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（编辑 孙薇）

Analysis on influencing factor of balanced development for multilayered reservoir

Huang Aixian
(Dongxin Oil Production Plant,Shengli Oilfield Company,SINOPEC,Dongying 257094,China)

Unbalanced development is the main problem of multilayered reservoir.Based on reservoir percolation model and wellbore flow model,a multilayered reservoir-wellbore coupling model is developed according to pressure consistency.The calculation method of fluid producing profile and pressure profile for the balanced development of vertical wells with multilayered commingled production is given.On this basis,the influence of wellbore pressure loss,interlayer permeability difference,oil viscosity difference,pressure difference and interlayer distance on the balanced development of vertical wells with multilayered commingled production is analyzed qualitatively.The results show that the interlayer pressure difference has the greatest influence on balanced development.Under the same condition of other parameters,the greater the horizon formation pressure is,the higher the production is.When the pressure difference between oil layers is greater than the production pressure difference,fluid channeling may occur.The interlayer permeability difference has secondary influence.Under the same condition of other parameters,the produced fluid volume of intervals is only related to the permeability ratio between horizons and has nothing to do with the concrete size of permeability.The viscosity difference of crude oil is relatively small.The influence of wellbore pressure loss can be ignored. This study has guiding signification for the production prediction and scheme design of well completion.

multilayered reservoir;commingled production;interlayer difference;balanced development;influencing factor

国家科技重大专项课题“断块油田特高含水期提高水驱采收率技术”（2011ZX05011-003）

TE347

：A

10.6056/dkyqt201501015

2014-07-26；改回日期：2014-11-18。

黄爱先，女，1967年生，副总地质师，高级工程师，1993年本科毕业于中国石油大学（华东）釆油专业，2010年硕士毕业于中国石油大学（华东）油气田开发工程专业，现从事油田开发技术研究与管理工作。E-mail：huangaixian.slyt@sinopec.com。

黄爱先.多油层油藏均衡开采影响因素分析［J］.断块油气田，2015，22（1）：70-73.

Huang Aixian.Analysis on influencing factor of balanced development for multilayered reservoir［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2015，22（1）：70-73.