何芬
, 石德佩
He Fen, Shi Depei
中图分类号: TE132.1
文献标识码: A
责任编辑:
收稿日期: 2018-04-19
网络出版日期: 2018-06-25
版权声明: 2018 《录井工程》杂志社 《录井工程》杂志社 所有
作者简介:
作者简介: 何芬 高级工程师,1980年生,2005年毕业于江汉石油学院石油工程专业,现在渤海油田勘探开发研究院从事油气田开发研究工作。通信地址:300457 天津市塘沽区海洋高新区海川路2121号渤海石油管理局B座。电话:(022)66500950。E-mail:hfandlt@sohu.com.cn
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摘要
在考虑水平井与定向井单井泄油面积差异对水平井产能影响的基础上,建立了新的替代比模型,通过迭代运算,评价了不同地质条件下的油层厚度、储集层非均质性及不同水平段长度的产能指标,计算出水平井产能与定向井产能的倍比关系,定量分析了上述3个主要因素对水平井产能的影响程度。利用该替代比模型可提高水平井产能研究精准度,由于油层厚度、储集层非均质性对水平井产能影响较大,非均质性小的薄储集层实施水平井优势明显。目前该方法已在A油田得到应用,实施的水平井实际产能与评价计算结果较接近,表明该方法可为水平井的优化部署决策提供量化指标,具有一定借鉴作用。
关键词：
Abstract
On the basis of considering the influence of the difference of single well drainage area between horizontal well and directional well on the productivity of horizontal well, a new substitution ratio model was set up. Through iterative computation, core intersection, reservoir heterogeneity and productivity index of different horizontal section were evaluated under different geological conditions. The ratio relationship between horizontal well productivity and directional well productivity was calculated. The influence of above 3 main factors on horizontal well productivity was quantitatively analyzed. Using this substitution ratio model can improve the accuracy of horizontal well productivity research. Due to the influence of reservoir thickness and reservoir heterogeneity on horizontal well productivity, the horizontal wells have obvious advantages in thin reservoirs with small heterogeneity. At present, the method has been applied in A oilfield, and the actual productivity of horizontal wells is close to the evaluation calculation. This method can provide quantitative indexes for the optimal deployment decision of horizontal wells, and has a certain reference effect.
Keywords：
目前国内外普遍采用解析法、数模法、经验法开展水平井产能评价研究,在早期有少部分学者利用替代比计算模型开展水平井产能计算,本文考虑单井泄油面积差异对水平井产能[1,2]的影响,建立了新的水平井产能替代比模型,使得该方法更为科学、合理。通过该模型,可以准确计算出给定油藏条件下不同水平段长度水平井相对于定向井的产能倍比量,为水平井优化部署提供量化的决策指标。利用该方法也可定量评价油层厚度、储集层非均质性[3,4]、水平段长度等因素[5,6]对水平井产能的影响。该方法在河流相油藏A油田已得到应用,效果显著,有一定的借鉴作用。
替代比,即在一个油藏中,当产油量相等时,与一口水平井产量相对应的定向井数。面积采油指数AU,即采油指数U与泄油面积(S=π
AU=
可见当一个油藏的井距、单井采油指数都相同时,每口井的泄油面积采油指数也是相同的。假设对同一个油藏部署I、J两个井网系统,其中I系统为水平井井网,J系统为定向井井网(图1)。这两个系统井距(Di、Dj)、井数(Ni、Nj)、单井泄油半径(rei、rej)均不同,但是有相同的面积采油指数(AUi、AUj),即分子、分母不同,而商相同:
这时可以用I系统的井替代J系统的井,这就是替代比R的含义:
R=
从式(3)可以很直观看出,两个系统的替代比R的直接影响因素是单井井控泄油面积比值。这是利
用替代比法评价计算水平井与定向井产能倍数关系的关键所在。在地质和开采技术界限相同的条件下,替代比R可视为初期产能之比,单井泄油面积之比,如果水平井与定向井含水上升速度相同,那么替代比也可简单视为两种油井的累产油量之比。
本文是在Joshi研究的基础上[7],考虑水平井与定向井单井泄油面积差异对水平井的单井泄油面积(S0)进行修正,其中对S0的修正主要体现在水平井比定向井水驱采收率提高值。建立数学模型,求取与一口水平井相当的定向井井数,即替代比R。
r'wv=R0.5rw(rw/re)(1/R-1)(4)
S0=πR
a=
r'wv=
β=(Kv/Kh)0.5(8)
reh=
Uh={[ln(re/rw)]/[ln(reh/r'wv)]}Uv(10)
式中:R为替代比,无量纲;r'wv为水平井有效井眼半径,m; rw为定向井井眼半径,m; re为定向井泄油半径,m; a为水平井泄油椭圆主半轴,m; △ER为水平井比定向井水驱采收率提高值(由矿场试验给定为0.05); S0为水平井单井泄油面积,m2;L为水平井水平段长度,m;h为油层厚度,m;Kh 为水平方向渗透率,mD;Kv 为垂直方向渗透率,mD; β为储集层非均质系数,无量纲; reh为水平井有效泄油半径,m; Uh为水平井采油指数,m3/(d·MPa); Uv为定向井采油指数,m3/(d·MPa)。
以上数学模型中,替代比R、水平井单井泄油面积S0以及水平井有效井眼半径r'wv为未知,其他参数均可根据地质油藏特征与井型设计以及探井产能测试给定。模型中给定水平井比定向井水驱采收率[8]提高值△ER=0.05,该值根据矿区内与A油田油藏类型基本相似的B油藏已结束采油的2口水平井与2口定向井实际生产数据分析计算得出。B油藏为中高渗轻质砂岩层状油藏,矿场数据显示水平井水驱采收率为38%,定向井水驱采收率为33%,水平井比定向井水驱采收率高出5%(表1)。
表1 B油藏4口采油井平均开发数据
| 井别 | 关井前 含水/% | 累计产油 104 m3 | 无水采油期 | 含水 采油量 104 m3 | 无水 采收率/% | 水驱 采收率/% | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 时间/月 | 累计产油/104 m3 | ||||||
| 水平井 | 92~97 | 21.5 | 48 | 15.7 | 5.8 | 31.4 | 38.0 |
| 定向井 | 90~98 | 16.5 | 28 | 7.7 | 8.8 | 15.5 | 33.0 |
据调研显示,砾岩底水油藏塔中402CⅢ已经结束采油的3口水平井与2口定向井相比较,水平井比定向井水驱采收率提高值为5.2%,与B油藏水平井比定向井水驱采收率提高值5%基本一致。因此,建议数学模型中水平井比定向井水驱采收率提高值取 △ER=0.05,具有一定代表性。
采用计算机编程并完成迭代运算。首先输入油藏静态参数以及水平井水平段长度等参数,给定替代比初值R=1.0,分别带入式(4)和式(7)求取两种计算方法得到的水平井的有效井眼半径r'wv1和r'wv2。通过迭代试算,当给定的R能满足r'wv1=r'wv2,即C=∣r'wv1-r'wv2∣≤ε(无限小), 则为最终求取的替代比;如果不满足C≤ε,R=1.0+0.01,继续迭代计算,直到满足C≤ε(图2)。
由迭代计算得到的R,带入式(5)可计算水平井泄油面积S0,带入式(9)和式(10)可计算水平井泄油半径reh及水平井采油指数Uh(定向井采油指数Uv可由探井产能测试确定)。
以河流相油藏A为原型,利用替代比模型对两个关键参数油层厚度h、储集层非均质系数β进行敏感性分析研究。
A油藏油层厚度5~15 m,平均水平方向渗透率Kh=1100 mD,平均垂直方向渗透率Kv=550 mD,定向井泄油半径re=300 m,定向井井眼半径rw=0.12 m,re/rw=2 916,Kv/Kh=0.5。
根据A油藏取心试验测定结果,给定Kv/Kh=0.5, 根据A油藏油层厚度分布范围及砂体平面展布范围大小,设计方案为:针对4个不同油层厚度(4 、10 、20 、30 m),部署300~1 100 m不同水平段长度的水平井,计算各水平井初期产能的替代比,结果见图3。不同厚度油层下水平段长度与单井泄油面积关系曲线见图4。
本文研究结果显示:油层厚度越小,水平井产能优势越明显,4 m薄油层内部署水平井,300 m水平段,替代比亦可达到4.1,效果较好;相同厚度油层下,水平段长度范围300~1 100 m内,随着长度增加,水平井替代比增加,油井初期产能增加。由于数学模型中忽略井筒摩阻的影响,而替代比增加幅度与水平段成正比关系,实际上随着水平长度段增大,替代比增加幅度可能有所减缓。
A油藏油层厚度主要分布在10 m左右,因此针对10 m油层,分别计算Kv/Kh为0.1、0.2、0.5的3种不同垂直方向与水平方向渗透率差异条件下,不同长度水平井替代比。
由图5可知:①油层越趋均质,水平方向与垂直方向渗透率差异越小,水平井开发优势更明显,反之油层非均质性[2]越强,部署水平井相对于定向井开发效果越差,隔夹层较多的油层不适宜部署水平井;②A油田部署水平井开发具有较好优势,设计水平段长300~600 m水平井,替代比为3.95~4.95。
A油藏为夹持在多条断层之间的一个垒块构造,主要含油层系为明化镇组下段中上部,储量规模中等,具有高孔、高渗的储集物性特征。以1号主力砂体为例,其油层厚度10 m, Kv/Kh=0.5。
根据上述敏感性研究结果,基于1号砂体储集层平面展布及储集层物性分布特征(图6),设计3口水平生产井W 1H、W 2H、W 3H(图7)。3口生产井尽量位于主河道内储集层物性较好区域,非均质性较河道边部小;砂体厚度10 m,采用水平井开发,水平段长度300~600 m,替代比为3.95~4.95,即水平井产能将达定向井的3.9~5倍,具有明显优势。根据砂体平面展布范围及井网,设计W 1H井水平段长度285 m,W 2H井水平段长度280 m,W 3H井水平段长度350 m。
根据探井产能测试结果,生产压差1 MPa,定向井产能[8]为55~60 m3/d。利用替代比模型计算3口水平井产能为定向井产能的3.89~4.19倍,即生产压差1 MPa,水平井产油为214~235 m3/d。
目前这3口水平井已顺利实施, 日产油量均较高,开发效果较好[9],计算实际日产油达定向井产能倍数为3.90~4.18,表明实际产能[10,11]与优化设计前预计基本一致(表2)。
表2 3口油井实际水平井与定向井产能倍数
| 井号 | 实际 产油 m3·d-1 | 油层 厚度 m | Kv/Kh | 实际生产 压差 MPa | 相同压差下 定向井产油 m3·d-1 | 实际水平井 与定向井 产能倍数 | 模型计算 替代比 Uh/Uv | 模型预测 水平井产能 m3·d-1 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| W 1H | 215 | 10 | 0.5 | 1 | 55 | 3.90 | 3.89 | 214 |
| W 2H | 235 | 11 | 0.5 | 1 | 60 | 3.91 | 3.92 | 235 |
| W 3H | 230 | 10 | 0.5 | 1 | 55 | 4.18 | 4.19 | 230 |
(1)考虑水平井与定向井单井泄油面积差异(主要是水平井比定向井水驱采收率提高值)对替代比模型进行修正,提高了水平井产能评价的精准度,利用替代比法研究水平井与定向井产能倍比关系为同类型油藏提供一定借鉴作用。
(2)针对不同储集层特征(油层厚度、储集层非均质性等),可以利用替代比模型法计算出不同长度水平井产能与定向井产能倍比关系,满足水平井整体开发设计需求,为井位优化部署提供决策依据。
(3)替代比模型在A油田的应用效果显著,实践证明该方法合理有效,具备一定推广价值。
The authors have declared that no competing interests exist.
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