渤海P油田边部稠油区联合井网开发优化研究及应用

庞维浩，王鑫朋，许万坤，李 林，申春生

（中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300452）

稠油油藏具有原油黏度大、容易形成优势通道、开发难度大等特点。目前陆地油田针对稠油油藏开发多采用注蒸汽降低地下原油黏度和注聚合物堵塞优势通道增大水驱波及范围等方式［1-4］：王国栋等［5］论证了联合井网和储层非均质性对剩余油分布规律的影响；张俊廷等［6］对稠油油藏高含水期运用高倍数水驱技术提高采收率进行了研究。本文在前人对稠油油藏研究的基础上，针对渤海P油田边部稠油区地质油藏特征，利用数值模拟方法开展了联合井网开发效果研究，并在P油田边部稠油区投入应用，开发效果相较于单纯定向井开发增产效果明显，对海上稠油油藏开发具有一定的借鉴意义。

1 P油田地质油藏概况

P油田位于渤海海域的中南部，构造上位于断裂背斜构造的翼部，地层倾角大，内部断层发育，主要含油层位为新近系明化镇组下段和馆陶组，含油层段长、薄层比例高，为高孔高渗储层。地层原油黏度呈现出从构造高部位到低部位逐步变差的特点，油田边部20 ℃地面原油密度0.965～0.983 g/cm3，反算地层原油黏度为200～400 mPa·s。

2 地质模型建立及相关参数的选取

本文选取渤海P油田边部稠油区作为研究对象，根据相关研究区块地质特征，选取实际地质模型的主要相关参数（表1）。

表1 地质模型主要相关参数Tab.1 Main relevant parameters of geological model

实际地质模型中网格步长为25 m，模型共有15个分区，每个分区对应不同的油水界面，纵向上共分为10个层，每个层可细分为15～20个小层，体现了平面及纵向上的非均质性，以此来保证地质模型贴近于油藏实际情况。预测时间为25年。

3 定向井-水平井联合井网开发影响因素分析

3.1 单向受效型定向井与水平井相对位置分析

在注采比为1.01的情况下，水平井距离定向采油井垂直距离50 m，距离定向注水井200 m，距离断层40 m，定向井与水平井垂直水平段相对位置（3组）分别为：定向井在水平井水平段跟端、中端、趾端（图1）。

图1 单向受效型定向井与水平井相对位置Fig.1 Relative position of unidirectional effective directional well and horizontal well

根据定向井与水平井不同的相对位置，得到水平井部署后定向井累产油对比图。由对比图（图2）可以明显看出，在单向受效型的部署井网条件下，联合井网开发水平井对定向井存在井间干扰，干扰程度定向井在水平井跟端时最大。

图2 单向受效型定向井累产油对比图Fig.2 Cumulative oil production curve of unidirectional effective directional well

邓森等［7］在研究考虑摩阻损失的最优水平井长度时，根据伯努利方程得到紊流条件下井筒中压力梯度公式：

根据该压力梯度公式和数值模拟中联合井网间流线走向图可以看出，水平井水平段存在流动压降，水平井跟端产液能力强，压力变化较大，越靠近趾端，水平井压力变化越小；当水平井部署后，水的流线往水平井聚集，且定向井部署在水平井跟端时流线条数重合更多，所以干扰更大（图3）。

图3 单向受效型水平井部署前后流线对比图Fig.3 Comparison of flow lines before and after deploymentof unidirectional effective horizontal wells

根据单向受效型联合井网开发井组累产油数据得到模型的采出程度对比图可以看出，采出程度定向井在水平井中端最大（图4）。

图4 单向受效型联合井网采出程度对比图Fig.4 Accumulative oil production curve of well group with unidirectional effective combined well pattern

3.2 双向受效型定向井与水平井相对位置

在注采比为1.01的情况下，定向采油井距离注水井300 m，距离水平井50 m，定向井与水平井垂直水平段相对位置（3组）分别为定向井在水平井水平段跟端、中端、趾端（图5）。

图5 双向受效型定向井与水平井相对位置Fig.5 Relative position of bidirectional effective directional well and horizontal well

根据定向井与水平井相对位置不同，得到水平井部署后定向井累产油与联合井网采出程度分析，可知在双向受效型的部署井网条件下，联合井网开发水平井对定向井存在井间干扰，干扰程度为定向井在水平井跟端时最大（图6）。

图6 双向受效型定向井累产油与井网采出程度对比图Fig.6 Comparison of cumulative oil production and recovery degree of well pattern of bidirectional effective directional wells

双向受效型联合井网发生井间干扰的原因同样适用于邓森的压力梯度公式，数值模拟中联合井网间流线走向及产出规律和单向受效型一样：水的流线往水平井聚集，且定向井部署在水平井跟端时流线条数重合越多，干扰越大；井组采出程度定向井在水平井中端时最大。

3.3 不同含水率下部署水平井联合开发优化分析

由于现阶段海上油田大部分区块都是先打定向井再打水平井的开发模式，所以设定当定向井含水50%、55%、60%、65%、70%、75%、80%时部署水平井组成联合井网开发，其他参数按照井网参数计算，然后分析后期水平井部署时机。

由2种模式下不同含水期部署联合井网增油量曲线图（图7）可以得到以下结论：单向受效型联合井网当定向井含水率低于65%时，部署水平井增油效果较明显，在含水率达65%时出现拐点；当含水率大于65%时，部署水平井增油量会降低，但是联合井网开发相对于定向井单独生产提高了最终的产出程度。对于双向受效型联合井网来说，增油量在定向井含水70%时出现拐点，当定向井含水率大于70%时，部署水平井井组产能增油效果较差，所以双向受效型联合井网开发部署水平井时应当在定向井含水70%以内部署。

图7 2种模式下开发早期与中后期部署联合井网产能差值曲线Fig.7 Productivity difference curve of combined well pattern deployed in early and middle and late stages of development under two modes

综上所述，联合井网开发时水平井在定向井含水不超过65%～70%时部署效果较好。

4 油田应用效果

将以上研究结论应用于渤海P油田边部稠油区块。针对该区块开发现状，部署了单向受效型和双向受效型2种联合井网开发模式，定向井相对位置部署在水平井中部。

通过实际生产资料分析与数值模拟结果相互验证，井组含水曲线图（图8）对比表明：水平井投产后，水平井的含水率快速上升，但是定向井含水率出现下降趋势，减小了定向井含水上升率，延长了低含水期时间，说明定向井与水平井之间存在井间干扰，但是这种井间干扰对定向井是有利的。通过联合井网产油速度曲线图（图9）表明：联合井网中水平井投产后，井组产油速度相对于之前定向井单独生产时有了大幅度提升，所以联合井网相比于定向井单独生产提高了产油速度。

图8 水平井投产后定向井井含水曲线图Fig.8 Water cut curve of directional well after horizontal well is put into production

图9 水平井投产后联合井网开发效果Fig.9 Development effect of combined well pattern after horizontal well is put into production

基于以上实际应用效果，联合井网中水平井含水率相对较高时，后期可以通过流场调控、细分开发层系等措施来提升油田开发效果。

5 结 论

针对渤海P油田边部稠油区开展研究，根据数值模拟结果和区块实际生产资料分析得到以下结论：2种模式下联合井网开发水平井对定向井存在井间干扰，但是水平井的投产降低了定向井的含水率，延长了低含水期时间；单向受效型与双向受效型联合井网开发最终采出程度定向井在水平井中端时最大。根据以上结论进行研究，对于定向井已开发油藏，含水率越低，部署水平井形成联合井网的累产油提升幅度越大。部署水平井形成联合井网开发定向井含水率不应超过65%～70%。