海上低渗油田产能评价与提产措施优选<br/>——以西江油田为例

海上低渗油田产能评价与提产措施优选
——以西江油田为例

2021-11-15熊琪

石油化工高等学校学报 2021年5期

熊琪

（中海石油（中国）有限公司深圳分公司研究院，广东深圳518000）

充足的能源供给是支撑我国经济社会持续高速发展的物质前提，海上油田开发作为国家能源安全战略的组成部分，发挥越来越重要的作用[1-2]。近年来随着海上油气勘探的不断深入，低渗海上油田比例逐年上升，与此同时，绝大部分中、高渗油田进入“特高含水”阶段，进一步提产潜力有限。鉴于此，占据较大比例的海上低渗油田是重要的替代能源与未来增长点[3-5]。然而，海上低渗油田由于特殊的开发环境，相关产能评价研究薄弱，提产措施优化与实践仍处于起步阶段，导致其经济高效开发面临严峻挑战。

研究目标区块为西江油田，位于珠江口盆地南部缓坡带上，孔隙度15.1%～21.3%，渗透率1.4～17.4 mD，属于典型海上低渗油田，受非线性渗流、储层污染、强非均质性等不利因素制约，主力层位测试采油指数仅为 0.04 m3/(MPa⋅d⋅m)。为提高开发效率，亟需开展西江油田的产能评价与提产措施优化工作。产能评价方法大致可分为三类，公式法、经验法（或类比法）和数值模拟法。其中，数值模拟法需要精细地质模型与海量储层物性参数，而海上油田普遍测试较少，获取的物性参数匮乏，因此数值模拟法在海上油田的适用性较弱[6-8]。许建红[9]通过大量生产数据与物性参数的对比，研究并归纳了影响低渗油藏开发效果的主控因素。章雨等[10]基于多元回归分析法进行了低渗油田产能评价工作。经验法对已开发生产数据依赖性强，预测结果可能出现与新油田不匹配的情况，故不能完全作为制定开发方案的依据。朱维耀等[11]推导了水平井压裂产能模型，能够准确量化各物理参数对产能的影响，具有很强的应用意义。任俊杰等[12]建立了考虑启动压力梯度的产能预测模型，研究了低渗非线性渗流对产能的影响，具有计算简便、物理意义明确等优点。

本文采用公式法对目标区块的海上低渗油田进行产能评价。基于多种开发方式下的产能方程与室内实验测得的启动压力梯度数据，结合西江油田地质特征，给出提产措施优化建议与预期开发效果。本研究将为海上低渗油田开发方式优选提供理论支撑与实践参考。

1 不同开发方式下产能方程

开采方式差异对应着多孔介质中不同的流体渗流特征，进而影响油藏采出效率，具体渗流特征可用渗流理论描述，可推导得到相应的产能方程。考虑到生产过程中油藏压力下降与井间压力传递因素，产能评价方程可细化为稳态和非稳态[13-15]。与稳态法相比，非稳态公式法增加与时间相关的控制方程，导致求解难度增加，对于复杂的开采方式，难以求解。稳态法规避了时间因素，求解简单，而且预测产能能够满足现场应用精度要求，能够为制定开发方案提供指导性建议。因此，本文主要使用稳态产能方程进行研究与分析。

1.1 定向井产能方程

定向井是常见的油气藏开发方式，考虑到西江油田低渗特征，流体渗流特征表现出极强的非线性特征[16-17]。采用启动压力梯度概念表征非线性渗流，具体公式见式（1）、（2），仅当驱替压力梯度超过启动压力梯度（G），流体才发生渗流。

式中，v为渗流速度，m/s；P为流体压力，MPa；G为启动压力梯度，MPa/m；K为储层渗透率，mD；μ为油黏度，mPa⋅s；r为流体流动方向，m。

根据定向井渗流特征，结合式（2），推导得到式（3），该式反映了不同生产压差的采油指数。详细推导步骤在文献[18]中已给出，本文不再赘述。

式中，J为采油指数，m3/(d⋅MPa)；Q为采出油的体积流量，m3/d；h为储层厚度，m；Pe为油藏边界压力，MPa；Pw为井底压力，MPa；Bo为原油体积系数，无因次；re为边界距离，m；rw为井筒半径，m。

1.2 水平井产能方程

定向井周围流体以“同心圆”式等势面渗流，水平井等势面为椭圆，基于此并结合非线性渗流，推导得到式（4）[19-20]。其中，式（4）未考虑流体在水平井管柱内的摩阻损耗。

式中，L为生产井水平段半长，m；ξR为椭圆坐标系内的油藏边界，无因次；ξw为椭圆坐标系内井筒半径，无因次；Pi为原始储层压力，MPa。

椭圆坐标系与直角坐标系的对应关系由式（5）描述。

式中，a为椭圆边界的长半轴，m；b为椭圆边界的短半轴，m。

矿场实践与数值模拟均表明，水平井等势面会随着距离增大发生由椭圆向圆的转变，因此在边界处可认为水平井等势面为圆形。将油藏边界值代入式（5），即可计算对应椭圆坐标系下ξR，再通过式（4）可评估油井产能。

1.3 鱼骨型分支井产能方程

鱼骨型分支井周围流体的渗流特征复杂，类似于水平井，忽略井筒中流体摩阻压降，可将鱼骨型分支井看作具有椭圆形井筒的直井[21-22]。据此，可以将鱼骨型分支井渗流问题拆分为两部分：一部分的流体从边界向椭圆形井筒渗流；另一部分从井筒处向分支井渗流。分别计算这两部分流体压降，即可推导得到鱼骨型分支井产能公式，见式（6）。

式中，n为鱼骨井分支数，无因次；Lb为单分支井长度，m；A为分支井与井筒的夹角，（°）；m为分支井根部之间距离，m；Rc、Rw分别为分支井井筒半径、主井筒半径，m。

1.4 多底型分支井产能方程

多底型分支井的控制面积大，增产效果显著，在油气田开发中得到广泛应用[23]。从渗流角度看，可将多底型分支井看作多口水平井的叠加，借鉴水平井产能公式，结合叠加原理，推导得到适合多底型分支井的产能评价公式，见式（7）。分析式（7）可知，随着分支井数量增多，油井采油指数逐渐上升。

1.5 压裂直井产能方程

考虑人工裂缝具有无限导流能力，忽略流体在井筒内摩阻压降，认为流体直接从储层流入井底。需要注意，压裂井的等势线为椭圆，而且随着油藏开发，逐渐转变为圆形[24]。基于渗流理论，推导得到压裂井产能公式，见式（8）。

式中，Lf代表裂缝半长，m。

1.6 分段压裂水平井产能方程

水平井水力割缝数量众多，导致流体渗流复杂。一般而言，在评估分段压裂水平井产能时，首先考虑井筒储集和表皮系数在定产内边界条件下的Laplace 空间内的无因次井底压力，再根据定压的内边界条件下的产量与定产量生产时井底压力值的关系求出定压生产时Laplace 空间内的产量。最后，利用Stehfest 数值反演得到实空间内定压生产时的无因次水平井产量qD，相关计算公式如下：

式中，Kf为渗透率，mD；T为储层温度，K；C为井筒储集常数，m3/MPa；Sf为表皮因子污染引起的附加拟压降，无因次；s为表皮因子，无因次；Psc为地面标准状况下压力，MPa；Tsc为地面标准状况下温度，K；qsc为地面产量为无因此产量为井筒储集和表皮系数的无因次井底压力为无因次井底压力；CD为井筒储集系数计算的过程参数；Δψs为无因次压差。

2 产能方程适用性评价

目标区块西江油田渗透率偏低（1.4～17.4 mD），流体在小尺度孔隙内渗流时除了受黏滞力影响外，还存在附加阻力，导致流体在小驱替压差时不满足线性渗流，该附加阻力的影响随着孔隙尺度变大而逐渐减弱。鉴于此，收集西江油田7 块代表性岩芯，通过开展启动压力梯度室内测试实验，获得启动压力梯度与储层渗透率之间关系曲线，具体数据见表1、图1。根据实验结果可知，启动压力梯度与渗透率存在明显负相关，与理论分析吻合。

表1 启动压力梯度实验数据Table 1 Experimental data of threshold pressure gradient

由图1 可知，当渗透率低于5 mD 时，启动压力梯度随着渗透率升高而迅速下降，当渗透率超过5 mD 时，启动压力梯度近乎为恒定值（约等于0.015 MPa/m)。目标区块油藏渗透率为1.4～17.4 mD，因此考虑启动压力梯度影响非常必要。

图1 西江油田渗透率与启动压力梯度的关系Fig.1 Relation curve between permeability and starting pressure gradient in Xijiang oilfield

使用产能方程指导制定开发方案前，需要考察产能方程对西江油田实际生产预测的适应性。基于多种开发方式下的产能方程，结合上述启动压力梯度数据，预测多口低渗井产能，并与实际产能对比，见表 2、图2。

表2 结果显示，模型计算结果与实际油井产能符合率较高，误差均小于15.0%，平均误差为7.4%，满足现场应用的精度要求。误差主要源于产能方程自身的“均质等厚”理想假设条件与实际储层非均质特征之间的明显差异。但从图2 的对比分析可知，误差仍然在可接受的范围内，因此，可以通过产能方程对目标区块的产能进行预测。

表2 西江油田实际井产量与产能方程预测产量对比Table 2 Comparison of actual well production and that predicted from productivity equations in Xijiang oilfield

图2 产能评价方法对目标区块的适应性Fig.2 Adaptability of productivity evaluation method to the target block

3 低渗油田提产措施优选

优选合适开发方式对低渗油田进行产能挖潜是提高开发效率的常用手段。合适的开发方式要求与实际油藏物性相互匹配，才能最大化提高开采效果。目前对海上低渗油田提产措施优选研究相对较少。基于不同开发方式的产能方程，首先比较各类开发方式产能提升幅度，随后探讨开发方式对目标油藏参数的适应性，最后给出优选的提产措施。

3.1 不同开发方式产能提升幅度

根据表2 中XJ-7 井基本参数，预测不同开发方式下的油井产能，结果如表3 所示。其中，水平井的半长设置为300 m，鱼骨型分支井设置为5 个分支，分支长度为200 m，多底型分支井设置为5 个分支，裂缝直井的裂缝半长为70 m，分段压裂水平井设置为3 簇，裂缝半长为70 m。表3 中产能倍比代表该开发方式下产能与定向井产能之比，反映其提产效果。由表3 可以看出，不同开发方式的提产效果均在调研的产能倍比内，分段压裂水平井、压裂井与鱼骨型分支井的效果最优，水平井和多底型分支井其次，定向井表现最差。但上述结果主要是基于产能单一因素层面考虑，未考虑不同开发方式的工程成本。

表3 不同开发方式的提产效果Table 3 Yield increasing effect of different development methods

西江油田非均质性较强，渗透率、储层厚度等储层基本参数表现出较大差异，故有必要探讨油藏实际工况下开发方式的优选，结果如图3 所示。图3表明，水平井相对于直井的开发优势会随着层厚的增加而减弱，当层厚超过45 m 时，二者产能倍比小于5。尽管水平井提产效果始终优于直井，考虑到水平井钻井复杂度与成本，层厚达到一定程度时，选用直井开发更具有经济性。

图3 层厚对水平井与直井产能倍比的影响Fig.3 Effect of layer thickness on productivity ratio of horizontal well and vertical well

图4 为渗透率对鱼骨井与压裂水平井产能倍比的影响。由图4 可知，鱼骨井与压裂水平井产能倍比随着储层渗透率升高而升高，表明高渗储层会更倾向使用鱼骨井进行开发，而压裂水平井在低渗储层更具有优势。具体到西江油田，当薄层开发时，建议15 mD 以下采用多级压裂水平井，反之则使用多分支井。

图4 渗透率对鱼骨井与压裂水平井产能倍比的影响Fig.4 Effect of permeability on productivity ratio of fishbone well and fractured horizontal well

3.2 提产措施优选

目标区块处于未动用、前期研究阶段，水动力较强，沉积条件好，然而目前对海上油田提产措施关注与实践较少，迫切需要对提产措施进行研究。图5 为目标储层平面分布示意。由图5 可见，目标储层的渗透性表现出极强的非均质性，其中A1 区块主力产层渗透率8.0～16.5 mD，A2 区块主力产层渗透率1.0～4.0 mD。区块绝大部分区域的渗透率小于15 mD，基于图4 的认识，可知鱼骨型分支井与多底型分支井不适合目标区块。此外，A1 区块的EP410、420 油组厚度均较小，建议采用水平井开发，并且通过水力割缝提升区块渗透性，从而提高产能。对于A2 区块WC320 油组，建议在相对较厚的II 类储层部署定向井开发，I、III 类储层相对较薄，可部署水平井开发。考虑到WC320 渗透率普遍较低，建议采用多级水力压裂手段提升产能，目标储层的具体实施措施见表4。

图5 目标储层渗透率平面分布示意Fig.5 Permeability distribution in target reservoir

3.3 A1 区块提产效果分析

以A1 区块为例，结合地质模型与油藏数值模拟进行不同开发方式下提产效果分析，包括定向井、水平井、定向井压裂与水平井分段压裂。水平井分段压裂方式是本文方法优选出的开发方式（见表4）。为了合理评价现场开发情况，选取净现值、采收率作为关键指标，二者既能考虑油藏整体开发效率又能兼顾经济因素，具体结果见图6。由图6 可知，水平井分段压裂开发方式的采收率与净现值均表现最优，分别能达到31.3%和64 亿元。此外，水平井与定向井开发效率表现一致，表明虽然水平井产量高于定向井，但是递减较快，导致整体开发效果不佳。水平井分段压裂能够有效增加油藏泄压面积，维持水平井在较长时间内高产、稳产，这是本文优选开发方式提产效果优良的内在原因。