小型边水稠油油藏单井液量优化方法

2019-05-30娄小娟

石油工业技术监督 2019年5期

娄小娟

中国石油大港油田分公司勘探开发研究院（天津 300280)

0 引言

W油田是受反向正断层控制的断鼻构造油田，油藏埋深为950～1 100 m，含油面积为5.4 km2，储层孔隙度为19.4%，渗透率为239.8×10-3μm2，地层原油黏度为57.5 mPa·s，是一个中孔、中高渗的小型稠油油藏；边水发育，水体面积为含油面积的21倍，天然能量充足。2010年投产至今，主要依靠天然能量开发，截至目前采出程度为3.5%，采油速度为0.38%，综合含水率为33.5%。

W油田主要依靠边水能量开发，由于油水黏度比大，边水极易突进，造成低部位油井“采出程度低、含水率高”。油田整体单井有效控制面积小，水驱波及系数低，具有“有油采不出”的开发特征。

W油田的实际生产数据显示，单井的水淹程度受构造位置影响较大；低部位油井进入高含水阶段，中高部位油井仍处于中低含水阶段，单井含水率和与边水距离相关性较大。因此，开展单井合理液量与边水的距离研究，对延缓边水推进，提高边水波及系数具有重要意义。

1 单井液量优化方法

传统的单井配产方法，一般采用无因次采油采液指数曲线进行配产，单井钻遇的有效厚度为影响产液量的主要因素，忽略构造位置对单井产量的影响，不符合W油田的生产实际情况，无法满足W油田这类边水稠油油藏的开发需求，需根据油藏的实际生产情况，得到考虑单井位置的适合W油藏的单井液量优化方法，满足油藏的开发需求。

1.1 计算方法

以主力地层NmII-1层为例，建立精细地质模型（图1），水体体积为含油面积的21倍，模型网格数125×69×1，取典型井X1-8井，开展小型边水稠油油藏合理单井产液量与边水距离的研究[1-2]。

图1 X油田主力层构造模型

当X1-8井距离边水410 m时,对单井逐步实施提液措施，单井累产油曲线如图2所示。结果显示：随着单井日产液量的增加，累产油出现先增加后降低的现象，即对于W油田这种小型边水稠油油藏，当单井生产液量低于合理单井液量时，提液为有效的增产方式；当单井生产液量高于合理单井产液量时，提液不仅造成设备浪费，更会引起累产油量下降，造成直接经济损失。因此合理计算稠油油藏的单井产液量尤为重要。

图2 日产油量与累产油的关系曲线

图3 不同位置下日产油量与累产油曲线

表2 单井合理产液量和与边水距离统计表

图4 合理液量和与边水距离曲线

模拟X1-8井与边水距离不同位置时，合理单井液量的大小。当单井距离边水分别为158 m、230 m、266 m、316 m、410 m、536 m时，对单井实施提液措施，累产油曲线如图3所示；得到距边水不同位置时，单井的合理液量（表1）；对单井合理液量和与边水距离进行回归（图4），得到单井合理产液量和与边水距离的计算公式（1）。

1.2 实际应用

W油田主力层NmII-1小层目前钻遇8口生产井，根据生产计划，采用传统无因次采油采液指数对该层单井进行配产，计算单井日产液量4 m3，NmII-1小层整体日产液量32 m3。

采用公式（1）计算各单井合理日产液量，详见表2，根据计算的单井合理液量得到各单井的产量系数，根据各单井产量分配系数对NmII-1小层日产液量32 m3的产量计划进行分配，优化单井日产液量[3-4]。

表2 单井合理日产液量优化数据表

2 应用效果

对2种配产方式投产10年后的开发效果进行对比，主力层位累产油及含水率曲线如图5所示。方案实施10年后，优化后累计产油4.17×104m3，比传统的配产方式累计增油0.23×104m3，采出程度提高0.9个百分点；同期综合含水率最高相差17个百分点，含水上升速度降低，很好地抑制边水推进，对W油田这类小型稠油边水油藏，有明显的增产效果[5]。